/
Text
Муслимов Р.Х.
СОВРЕМЕННЕЕ, МЕТОДЫ
ИС ВЬННЕНИЯ НЕФТЕИЗШЯЕЧУМИЯ
ПРО ВОТИРОВАНИЕ, ОПТИМИЗАЦИЯ
И OlftHKA ЭФФЕКТ! ВН ОСТИ
АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Р.Х. МУСЛИМОВ
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ:
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, ОПТИМИЗАЦИЯ
И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
Допущено УМО по классическому университетскому образованию
в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся по направлению
«020300. Геология» и специальности «020305. Геология и геохимия
горючих ископаемых»
Академия наук РТ
Казань 2005
УДК 622.276
ББК33.361
М91
Научный редактор В.М. Смелков
Рецензенты:
зав лабораторией моделирования разработки нефтяных месторождений НИИ
математики и механики им. II Г. Чеботарева, доктор геолого-минералогических
наук, член-корр. PAEII Д.В. Булыгин (г. Казань)
главный научный сотрудник Татарского научно-исследовательского проект но-
го института нефти, доктор технических наук, член-корр. РАЕН, профессор Альме-
тьевского государственного нефтяного института Р.Т. Фазлысв (г. Бугульма).
Муслимов Р.Х.
М 91 Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирова-
ние, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие - Ка-
зань: Изд-во «Фон» Академии наук РТ, 2005. - 688 с.
ISBN 5-9690-0038-8
В учебном пособии описаны современные методы геолого-промыслового изучения зале-
жей нефти для проектирования современных методов увеличения нефтеизвлечения (МУН),
систем разработки и управления процессами выработки запасов в различных горно-геологи-
ческих условиях.
Приведена новейшая классификация современных МУН, обоснованы геолого-физические
критерии их применения на высокопродуктивных и малоэффективных нефтяных месторожде-
ниях. Рассмотрены особенности применения современных МУН на поздней стадии эксплуата-
ции месторождений и обеспечения рентабельной разработки залежей с трудноизвлекаемыми
запасами в рыночных условиях, приведены различные методы определения прироста извлекае-
мых запасов за счет МУН.
Исследованы причины техногенного изменения нефтяных месторождений в процессе
длительной их эксплуатации и выработаны рекомендации для устранения недостатков завод-
нения в процессе проектирования. Особое внимание уделено углубленному изучению свойств
и условиям нахождения остаточных нефтей в заводненных пластах, поискам путей их извле-
чения в целях увеличения извлекаемых ресурсов в старых нефтедобывающих районах страны.
Рассматриваются вопросы проектирования, оперативного планирования, определения
технологической и экономической эффективности современных МУН, основанные на бога-
том практическом опыте нефтедобывающих компаний Республики Татарстан.
Предназначена для студентов, магистрантов и аспирантов, обучающихся по специально-
стям «Геология нефти и газа», «Геология и геохимия горючих ископаемых», «Разработка и
эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также специалистов нефтяных и газо-
вых компаний.
ISBN 5-9690-0038-Ь
© Академия наук РТ, 2005
© Издательство «Фэн», 2005
3
«... мир стаи «обществом углеводородов», а мы,
на языке антропологов, «людьми углеводородов»...
... с разработкой двигателя внутреннего сгора-
ния работающего на бензине, открылась новая эра.
Нефтяная индустрия получила новый рынок, и роди-
лась новая цивилизация»
Даниел Ергин
Никто не отыщет удачно природу вещи в самой
вещи - изыскание должно быть расширено до общего.
' Френсис Бэкон
ВВЕДЕНИЕ
Один восточный властелин увидел сон будто у него выпали один за другим все
зубы. В сильном волнении он призвал к себе толкователя снов. Тот выслушал его озабо-
ченно и сказал: «Повелитель, я должен сообщить тебе печальную весть. Ты потеряешь
одного за другим всех своих близких».
Эти слова вызвали гнев властелина. Он приказал бросить несчастного в тюрьму и
призвать другого толкователя, который, выслушав сон, сказал: «Я счастлив сооб-
щить тебе радостную весть! Ты проживешь долгую жизнь и переживешь всех своих
родных». Властелин был обрадован и щедро наградил предсказателя Придворные уди-
вились. «Ведь ты сказал ему то же самое, что и твой предшественник, так почему же
он был наказан, а ты вознагражден?» спрашивали они. На что последовал ответ:
«Все зависит от того, как сказать то, что сказано».
Притча
Несмотря на возможность появления в будущем новых источников энер-
гии, нефть и газ, несомненно, долгое время сохранят свое исключительное
значение, во-первых, как уникальное химическое сырье и, во-вторых, как
высококалорийное топливо, выгодное для использования в малых и авто-
номных энергетических установках. Однако эти виды полезных ископае-
мых, как и многие другие, по общепринятым воззрениям относятся к кате-
гории невосполнимых природных ресурсов. Отсюда у большинства населе-
ния возникают сомнения в целесообразности современных уровней добычи
нефти. Они считают большие объемы добычи обворовыванием внуков, прав-
нуков и будущих поколений. С другой стороны, люди, занимающиеся пла-
нированием и развитием экономики, понимают, что добыча по минимуму —
4
Введение
это промышленный спад со всеми вытекающими последствиями. Дилем-
ма - добыча по максимуму или добыча по минимуму стоит перед большин-
ством пефтепроизводящих стран, также она стоит и перед Россией и Татар-
станом.
Жизненно важным документом для устойчивого повышения уровня жизни
। раждан России до достойного и цивилизованного уровня может стать при-
нятая «Энергетическая стратегия России на период до 2020года».
Для России, с учетом ее географического положения как евроазиатской
страны и прогнозируемого увеличения импорта нефти в Китае до 350 млн.т
в год и возможных поставок нефти в США из-за обострения отношений
последней с исламским миром, открываются большие возможности завое-
вания новых рынков. Это очень благоприятный фактор.
Но имеется целый ряд неблагоприятных факторов, главными из которых
являются недостаточная обеспеченность добычи нефти разведанными запа-
сами, неблагоприятная структура запасов (высокая доля трудноизвлекае-
мых запасов - ТЗН), высокая отработанность основных месторождений и
связанный с этим большой выход из эксплуатации действующих мощнос-
тей, высокие затраты на создание новых мощностей нефтедобычи. Но самое
главное — совершенно непригодное для защиты интересов государства на-
логовое закоподазельство, стимулирующее разработку высокопродуктив-
ных участков, выборочную отработку активных запасов нефти -АЗН («сня-
тие сливок»), опережающие темпы выработки высокопроницаемых пластов
и пропластков, приводящие к преждевременному обводнению и отключе-
нию скважин, т е. всему тому, что имеет общее название - нерациональное
использование недр Все это с точностью до наоборот противоречит требо-
ваниям Закона «О недрах», который в части рациональной разработки недр
не выполняется ни госчиновниками, ни недропользователями. Более того,
кем-то постулированное верховенство «Налогового Кодекса» над базовым
Законом «О недрах», противореча последнему, создает элите недропользо-
вателей самые благоприятные условия для нарушения требований Закона
«О недрах».
Все это поощряет деятельность современных менеджеров и ряда новых
руководителей НК, пришедших из других отраслей и совершенно не знако-
мых с объективными законами разработки нефтяных месторождений, на
получение сиюминутной выгоды, которая загем оборачивается повышением
темпов падения текущей добычи и низкой нефтеотдачей.
Эти неблагоприятные факторы необходимо учитывать при прогнозирова-
нии нефтедобычи
При прогнозе добычи нефти на перспективу нужно принимать вариант,
характеризующийся экономически необходимым уровнем, обеспечивающим
растущие внутренние потребности страны и поставки нефти на экспорт. Но в
Введение
5
то же время этот уровень предполагает необходимый прирост запасов, кото-
рый с учетом сложившейся их структуры должен в 1,5 раза превышать
величину текущей добычи нефти. Анализ показывает, что такой сбалансиро-
ванный уровень добычи максимально может составить около 450 млн.т в
год (примерно уровень среднедушевого потребления США). Но для этого
нужно расширенное воспроизводство запасов. Можно ли это реализовать?
Теоретически можно, так как прогнозные ресурсы страны велики и позво-
ляют это сделать. Но при одном важнейшем условии, если государство само
займется данной проблемой и примет экстренные, неотложные меры по со-
зданию условий для решения этой сверхзадачи - обеспечения расширенно-
го воспроизводства запасов и рациональной разработки месторождений. За-
дача удержания высокого уровня добычи нефти длительное время является
для страны невероятно трудной и может быть выполнена только при созда-
нии взаимовыгодных для недропользователей и общества, стабильных и
сбалансированных условий недропользования и налогообложения, т.е. ста-
бильных и попятных всем участникам «правил игры».
Во-первых, нужны условия, обеспечивающие необходимый прирост за-
пасов.
Во-вторых, нужно создать необходимые и необратимые условия для по-
ступательного развития нефтяной и газовой отраслей. Эти условия должны
быть гарантированы Законом «О недрах» и «Налоговым Кодексом».
Общее состояние воспроизводства запасов в РФ характеризуется как
кризисное начиная с 1994г., приросты запасов нефти не компенсируют их
добычу. Всего за период с 1994 до 2004г. невосполпенная добыча по жид-
ким углеводородам составила около 1,5 млрд.т, по газу - более 2,8 трлн.м3,
ежегодные приросты запасов остаются па уровне 65-75% от объема добычи
нефти.
В результате в настоящее время обеспеченность текущей добычи нефти
остаточными извлекаемыми запасами снизилась весьма существенно. Вме-
сте с тем доля трудноизвлекаемых запасов возросла в целом по РФ до 55%,
а но ряду нефтедобывающих компаний доля ТЗН составляет 60-80%. Исхо-
дя из изложенного, можно констатировать, что сырьевая база РФ не позво-
ляет стабилизировать добычу нефти на перспективу Для обеспечения доста-
точных уровней прирост а запасов необходимо стимулирование воспроиз-
водства минерально-сырьевой базы (ВМСБ) за счет упрощения доступа
инвесторов и отмены платежей на рисковые работы по геологическому изу-
чению недр, автоматическое признание прав инвесторов на разработку от-
крытых ими же месторождений за счет собственных средств, оплаты ранее
произведенных государством расходов по мере получения достаточных до-
ходов от эксплуатации открытых недропользователями месторождений, го-
сударственного финансирования региональных геолого-геофизических и
6
Введение
фундаментальных научных исследований по комплексу проблем ВМСБ,
дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в зависи-
мости от горно-геологических условий.
Необходимо также установить ответственность должностных лиц орга-
нов госуправлсния недрами за ВМСБ страны.
Высокая отработанность основных действующих месторождений обус-
лавливает, во-первых, низкие дебиты нефти и высокую обводненность про-
дукции, во-вторых, большие затраты на добычу нефти, в-третьих, поддер-
жание добычи нефти требует создания новых мощностей взамен выбываю-
щих из-за обводнения. Поэтому для обеспечения добычи нефти 450 млн.т
ежегодно необходимо в России создавать новые мощности по добыче в
объеме 40—45млп.т, а если не создать благоприятные условия теперь, то при
снижении цен па нефть ряд старых месторождений придется закрывать, так
как они будут убыточными. Это приведет к снижению добычи но России в
целом. Во избежание этого нужно осуществить назревшее изменение нало-
гового законодательства по добыче полезных ископаемых в части перехода
от уравнительной системы к рентной при обязательном учете горно-геоло-
гических, экономо-географических условий, степени истощенности место-
рождений и качества нефти.
Надо сказать о важности внесения понижающих поправок к НДПИ на
истощение (выработанность) месторождений. Нефтяники знают, что основ-
ные трудности в добыче нефти возникают на поздней стадии разработки,
когда добыто более 80% извлекаемых запасов нефти.
Особо следует остановиться на необходимости в Законе «О недрах» про-
писать требования по рациональной разработке месторождений, обозначив
пути их обеспечения через принятие новых «Правил разработки нефтяных
месторождений». В них нужно ужесточить требования к недропользовате-
лям по рациональной разработке месторождений. К сожалению, сегодня
нет общепринятого определения рациональной разработки месторождений.
В условиях рыночной экономики критерием рациональности разработки
нефтяных месторождений, на наш взгляд, может служить достижение мак-
симума прибыли при приемлемых для недропользователя сроках окупае-
мости капитальных вложений, достижение утвержденных значений теку-
щей и конечной нефтеотдачи, соблюдение правил охраны недр и окружаю-
щей среды.
Сегодня острая дискуссия по путям совершенствования законодатель-
ства о недрах и налогообложения нефтедобычи в РФ ведется па всех уров-
нях. Широко обсуждаются вопросы целесообразности дифференциации
НДПИ, рациональности или экономичности разработки нефтяных месторож-
дений, порядка недропользования.
В этих вопросах ряд экспертов либо по незнанию, либо умышленно ис-
ходят из первоначальных неправильных базовых положений, а именно:
Введение
7
— в ближайшие 5 7 лет Россия выйдет на уровень 550 млн.т нефти и
газоконденсата в год (11 млн барр./сут);
- в России при росте добычи нефти нет особой необходимости эксплуа-
тировать замыкающие месторождения или создавать для них особые нало-
говые условия (Г.В.Выгон и др );
-неспециалисты «с большим знанием вопроса» предлагают свои рецеп-
ты разработки месторождений: 1) «с экономической точки зрения объем
извлекаемых запасов так же, как и геологических, сам но себе не имеет
большого смысла- важна лишь та часть запасов, извлечение которой при-
носит прибыль (коммерческие извлекаемые запасы)»; 2) «понятие рацио-
нальности использования недр спорно и восходит корнями к советской тер-
минологии и классификации. Важно делать упор не па рациональности, а на
экономической целесообразности».
Все эти положения взаимосвязаны, и можно бы как-то понять (а не со-
гласиться) экспертов, если бы у нас в России были достаточные подготов-
ленные запасы нефти и нефтяные компании (НК) имели возможность в не-
обходимых объемах инвестировать ввод в разработку новых месторожде-
ний. Но этого как раз и нет
Основой развития нефтяной промышленности является обеспеченность
ее сырьевой базой. В это понятие мы вкладываем прирост запасов как за
счет проведения геологоразведочных работ (ГРР), так и за счет увеличения
коэффициента неф теизвлечения (КИН). Это две составляющие единого про-
цесса воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ). К сожалению,
ряд высокопоставленных чиновников страны не понимает важности второй
составляющей—применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и ис-
ключают ее как объект государственного финансирования фундаменталь-
ных исследований по обеспечению ВМСБ.
Конечно, нельзя мириться с тем, что проектные средневзвешенные зна-
чения конечной нефтеотдачи месторождений мира составляют 34-36%, т.е.
планируется извлечь треть нефти, а две трети оставить в пласте. Примерно
такое же положение и в России В Татарстане проектный КИН несколько
выше - 0,4. Но и здесь диапазон его изменения значительный, от 12% до
60%. В результате в конце разработки месторождений, после выполнения
проектов разработки доля оставшейся нефти может составить от 40 до 88%.
Конечное нефтеизвлечение, определяемое как средневзвешенная вели-
чина от начальных балансовых запасов, существенно зависит от структуры
запасов нефти. Причем со временем она ухудшается как за счет объектив-
ной закономерности опережающей выработки активных запасов нефти, так
за счет ухудшения условий их выработки в процессе заводнения коллекто-
ров при длительной эксплуатации месторождений. В результате часть актив-
ных запасов переходит в разряд трудноизвлекаемых. В итоге мы имеем дело
не с первоначальным, а техногенно измененным месторождением с иной
8
Введение
коллекторской характеристикой пластов, с другим гидродинамическим, теп-
ловым, гидрохимическим режимом, с иными свойствами нефтей и газов.
Если трудности эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти
возникают с самого начала освоения месторождений, то для активных запа-
сов они появляются гораздо позже - на поздней стадии разработки. При-
родные ТЗН в процессе разработки пополняются за счет запасов заводнен-
ных зон. Такая закономерность увеличения во времени ТЗН характерна для
всех нефтедобывающих регионов, где разработка нефтяных месторождений
ведется достаточно высокими темпами с применением современных техно-
логий. Так, в Татарстане их доля увеличилась до 80%, против 30% первона-
чально. А для их освоения нужны затраты в 2-5 раз большие, чем для разра-
ботки месторождений с АЗН.
До настоящего времени к разработке техногенно измененных месторож-
дений мы подходим со старыми технологиями, полагая, что имеем место-
рождение с начальными параметрами. А это в большинстве случаев не так.
Нужны новые технологии, учитывающие характеристику данного «нового
месторождения».
Очевидно, для этого нужно создать новые, более мощные композиции и
технологии, позволяющие вытеснить малоподвижную нефть и учесть все
особенности «нового месторождения».
Проблема увеличения нефтеотдачи является сложнейшей, особенно для
трудпоизвлекаемых запасов. В этом убеждаешься, когда в натуре, на обна-
жениях изучаешь строение данных пластов. При этом обязательно приходил
мысль - как же из таких сложнопостроенных (особенно карбонатных) пла-
стов можно извлекать нефть? Сложность проблемы обостряется, предста-
вив картину возможных потерь запасов нефти в реальных пластах при их
разработке. Конечно, никакие даже самые сложные формулы не могут опи-
сать этот процесс вытеснения нефти из пластов. Не случайно профессор
Н.Н.Непримеров как-то сказал, что нефтевытеснение - самый сложный из
освоенных процессов. И это, наверное, правильно.
Поэтому теоретически или экспериментально в лабораторных условиях
проработанные механизмы нефтевытеспения с применением различных МУН
необходимо в обязательном порядке апробировать в реальных условиях, и
только с учетом результатов проведенных опытно-промышленных работ
(ОПР) можно принимать решение либо о доработке, либо о промышленном
внедрении новых технологий.
Несмотря на всю сложность процессов нефтевытеснения, во второй по-
ловине прошлого столетия был совершен качественно новый скачок в экс-
плуатации нефтяных месторождений. Были созданы эффективные системы
разработки с применением заводнения, в дальнейшем они были усовершен-
ствованы применительно к различным геологическим условиям. Системы
заводнения и особенно организация их внедрения - повсеместно, масси-
Введение
9
рованно и с самого начала разработки — обеспечили невиданные темпы и
эффективность эксплуатации нефтяных месторождений б.СССР. Благодаря
этому СССР вышел па небывало высокий уровень добычи в мире —около
625 млн.т нефти в год.
Эффективность систем разработки обеспечивалась за счет создания но-
вых методов контроля и регулирования процессов разработки, появления
новых технологий и новых технических средств.
Дальнейшим прогрессом явилось создание и широкое применение па
месторождениях методов увеличения нефтеотдачи и разнообразных мето-
дов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП).
Проведение широких научных исследований в области промысловой гео-
логии и разработки нефтяных месторождений (особенно в советский пери-
од) позволило создать высокоэффективные системы рациональной разра-
ботки нефтяных месторождений, методы их проектирования и практической
реализации.
Но одновременно существенно усложнялись условия разработки место-
рождений, связанные с
— открытием многочисленных месторождений с большим разнообрази-
ем трудноизвлекаемых запасов, связанных с нетрадиционными коллектора-
ми, аномальными свойствами нефтей, специфическими условиями залега-
ния продуктивных пластов;
- техногенным изменением геолого-физической характеристики место-
рождений в процессе длительной эксплуатации путем закачки больших объе-
мов воды;
- существенным изменением состава остаточных нефтей от подвижных
до малоподвижных и неподвижных;
— истощением запасов нефти крупнейших месторождений страны, что
обусловило резкое снижение дебитов нефти и высокую обводненность про-
дукции, снизило технико-экономические показатели разработки, а в ряде
случаев сделало невыгодной разработку отдельных участков и залежей.
В этих условиях уже недостаточно внедрение наработанных методов:
оптимизация эксплуатационных объектов и плотности сетки скважин, со-
вершенствование систем заводнения, оптимизация давлений нагнетания и
забойных давлений, применение имеющихся методов контроля и регулиро-
вания процессов разработки. Нужны новые методы и новые технологии.
В конце прошлого столетия большинство исследователей решение этой
задачи связали с созданием третичных МУН. Вначале были разработаны
МУНы первого поколения, которые предназначались для применения в на-
чальных стадиях разработки месторождений, при добыче безводной или
малообводненной продукции, азатем и частично заводненных пластов. За-
тем появились более эффективные физико-химические и физические МУН
I о
Введение
второго поколения, способные увеличивать нефтеотдачу в условиях высо-
кой обводненности продукции участков залежи —до 90-95%.
Опыт показывает, что современные гидродинамические МУН являются
основой применения большинства остальных третичных МУН. Вначале не-
обходимо широкое их внедрение на всех объектах, где это возможно. Затем,
уже в водной стадии разработки, когда сформировались фильтрационные
потоки, данные методы должны дополняться физико-химическими нотоко-
отклоняющими и другими технологиями. Это позволяет получить синэнер-
гетический эффект от внедрения современных технологий. Такой подход
рационален па месторождениях, содержащих ак тивные запасы нефти.
А па объектах с трудпоизвлекаемыми запасами МУНы и стимуляции сква-
жин необходимо применять с самого начала разработки, так как без них в
большинстве случаев здесь не удается организовать достаточно эффектив-
ную систему разработки. Слабопроницаемые коллекторы обычно осваива-
ются либо с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), либо кис-
лотных технологий (карбонатные пласты), залежи высоковязких нефтей —
с применением нотокоотююняющих технологий, водонефтяные зоны - с по-
мощью технологий горизонтального бурения.
Широкомасштабные работы по исследованию остаточных нефтей позво-
ляют выделить неизмененную (подвижную), слабоизмененную (малопод-
вижную) и сильнопреобразованную (неподвижную) составляющие остаточ-
ных запасов. В настоящее время появляются методы их количественного
определения.
Однако приходится признать, что большинство третичных МУН в насто-
ящее время позволяют извлекать в основном неизмененную (подвижную)
часть запасов. Это физико-химические МУН, которые практически работа-
ют на повышение охвата залежи заводнением. На увеличение коэффициента
вытеснения, вопреки утверждениям различных авторов, эти методы практи-
чески не влияют, либо влияние их столь мало, что имеющимися способами
установить не удается. На выработку малоподвижной части запасов эти ме-
тоды воздействия практ ически не влияют. Здесь могут работать тепловые,
газовые, микробиологические и волновые МУН, которые должны быть при-
способлены применительно к извлечению малоподвижных запасов разра-
батываемых месторождений. Методов извлечения сильнопрсобразованпых
запасов на сегодня вообще не существует.
В настоящее время основное внимание большого числа исследователей
направлено на создание новых технологий МУН и их разновидностей, хотя
их разработано достаточно много. Гораздо меньшее, чем необходимо, вни-
мание уделяется углубленному изучению геолого-физической характерис-
тики объектов применения МУН и определений оптимальных условий вне-
дрения конкретных технологий на реальных объект ах. Только соответствие
возможностей (механизмов воздействия) МУН геолого-физической харак-
Введение
I I
теристике участков может дать наиболее высокие результаты. Этих исследо-
ваний крайне недостаточно. Без оптимизации условий применения новых
технологий с привязкой к конкретным объектам, т.е. выбора технологий для
внедрения на конкретном участке, нельзя в полной мере реализовать воз-
можности МУН. Более того, можно не получить дополнительной добычи
нефти, или даже иметь отрицательный результат. На нынешнем этапе разви-
тия подбор имеющихся или создание новых технологий МУН для конкрет-
ных геологических объектов является важнейшей и в то же время слабои-
зученной проблемой.
Весьма актуальна проблема определения технологической эффективнос-
ти внедренных методов, выражаемой в объемах дополнительной добычи
нефти. Сегодня таких методов много, и их использование позволяет доста-
точно точно решать поставленную задачу. Но при одном условии — примене-
нии таких методов оценки эффективности, которые способны работать в кон-
кретных геологических условиях. Это условие можно выдержать при дос-
таточной накопленной статистике и детальном анализе состояния выработки
пластов на участках внедрения МУН, а также адаптации методов определе-
ния эффективности технологий к конкретным условиям. Работа эта непрос-
тая, трудоемкая и требует высокой квалификации промысловых геологов и
авторов-разработчиков МУН.
Еще более сложной является проблема определения прироста извлекае-
мых запасов нефти за счет внедренных МУН. Здесь также достаточно мето-
дов. Их можно применять каждый в отдельности, либо путем сопоставления
результатов подсчетов по нескольким методам. Но при этом также нужно
провести квалифицированный геолого-промысловый анализ результатов
применения МУН.
Также разработаны методы выделения дополнительной добычи за счет
повышения нефтеотдачи и интенсификации разработки, позволяющие конт-
ролировать правильность определения увеличения извлекаемых запасов не-
фти при внедрении МУН.
Меньшее значение имеет разделение эффекта от применения различных
МУН. Но для решения вопроса дальнейших перспектив внедрения тех или
иных МУН в данных геологических условиях это может оказаться важным.
Для достоверного определения эффекта от различных технологий необходи-
мо выдержать одно условие - применять на одной и той же скважине (уча-
стке) различные методы пе сразу, а последовательно.
После перехода на рыночные условия хозяйствования во многих нефтя-
ных компаниях дополнительную добычу нефти за счет МУН стали рассчи-
тывать совместно с методами обработки призабойных зон (ОПЗ). При этом
забывают, что последние восстанавливают или увеличивают текущие отбо-
ры, не повышая нефтеизвлечения. Для нас особенно важно увеличение из-
влекаемых запасов нефти. От этого зависит капитализация и будущее каж-
12
Введение
дой нефтяной компании. Значит нужно осуществлять отдельный учет допол-
нительной добычи нефти и объемов увеличения извлекаемых запасов за счет
проведения МУН. Причем необходим ежегодный оперативный учет увели-
чения извлекаемых запасов за счет МУН, т.е. так же, как в настоящее время
в стране организован оперативный учет объемов ежегодного прироста запа-
сов нефти за счет традиционных геолого-разведочных работ (ГРР). Однако,
несмотря на предпринятые нами усилия в данном вопросе, до сих пор не
удалось создать методику такого учета, которая могла бы стать общеприня-
той в России. Эта задача остается на ближайшую перспективу. Решение се и
реализация в практической деятельности НК позволяют, во-первых, органи-
зовать целенаправленную работу по повышению КИН, во-вторых, будет спо-
собствовать повышению ВМСБ в России.
В первом разделе учебного пособия приводится геология и нефтенос-
ность, даются общая геологическая характеристика нефтяных месторожде-
ний Республики Татарстан, а также особенности разработки выделенных
автором двух групп месторождений: высокопродуктивных и малоэффек-
тивных. Приводятся достижения и проблемы в разработке этих месторожде-
ний, позволяющие определить дальнейшие направления совершенствова-
ния реализуемых систем разработ ки. Опыт разработки нефтяных месторож-
дений Татарстана особо ценен, так как за всю, более чем 60-летнюю историю
здесь добыто более 2,9 млрд.т нефти, тем не менее обеспеченность текущей,
достаточно высокой добычи нефти в 30 млн.т в год составляет более 30 лет,
а прогнозные ресурсы сопоставимы с объемами текущих запасов. И это на
небольшой территории, по размерам в 33 раза меньшей территории Запад-
ной Сибири.
Второй раздел книги посвящен характеристике современных МУН, гео-
лого-физическим критериям их применения, особенностям внедрения в гео-
логических условиях Татарстана и поздней стадии разработки основных
месторождений. В этой области в РТ накоплен большой опыт. Здесь приме-
нялись практически все современные МУН, имеющиеся в мире. На началь-
ном этапе одновременно использовалось до 200 технологий, не считая де-
сятков уже испытанных и исключенных из списка рекомендованных для
дальнейшего применения. В настоящее время, используя разработанные ме-
тоды приоритетного выбора МУН, для внедрения оставлено 50технологий,
что свидетельствует о зрелом подходе к применению новых технологий на
современном этапе развития.
Также обоснована роль современных МУН в качестве важнейшей со-
ставляющей современных систем разработки. Реализуемые системы разра-
ботки предъявляют высокие требования к МУН (ТЗН, поздняя стадия разра-
ботки), а последние требуют совершенствования применяемых гидродина-
мических технологий (оптимизация сетки скважин, эксплуатационных
Введение
13
объектов, совершенствование системы поддержания пластового давления
(ППД)). Все это способствует ускорению технического прогресса в отрасли.
Внедрение современных сис тем разработки, непрерывное их совершен-
ствование, интеграция новейших МУН в эти системы с учетом геолого-фи-
зических особенностей месторождений и стадии их разработки, очевидно,
явились основной причиной прибыльной работы главной нефтяной компа-
нии РТ-ОАО «Татнефть», которая научилась работать рентабельно в рыноч-
ных условиях, в экстремальной ситуации, когда средний дебит одной сква-
жины составил 4 т/сут при 85% обводненности продукции, которая удержи-
вается уже более 15 лет.
Исследование особенностей геологического строения и выработки ма-
лоэффективных месторождений с применением созданных в РТ комплекс-
ных технологий, их совершенствование за счет совмещения с новыми МУН
позволят обеспечить рентабельную разработку большинства месторожде-
ний РТ.
Изучение длительной разработки высокопродуктивных месторождений с
применением заводнения (в первую очередь супергигантского Ромашкинс-
кого) позволяет совершенно по-новому оцепить проблемы поздней стадии
разработки. Это дает возможность определить пути дальнейшей рентабель-
ной разработки месторождений па долгие годы за счет непрерывного со-
вершенствования и интеграции гидродинамических и третичных методов
второго и разработки МУН более высоких поколений.
Приведенные результаты изучения условий залегания и свойств остаточ-
ных нефтей определяют направления создания МУН более высоких поколе-
ний и их перспективы в решении проблемы ВМСБ России.
В третьем разделе представленной работы приводится практика планиро-
вания и проектирования современных систем разработки нефтяных место-
рождений с широким набором МУН. Предлагаются способы совершенство-
вания проектирования, позволяющие повысить эффективность разработки
высокопродуктивных месторождений на поздней стадии разработки, а ма-
лоэффективных-с начала освоения. Так же, как и гидродинамические тре-
тичные методы, они дают высокий эффект при своевременном, регулярном,
адресном, массированном, системном применении в полной гармонии и ин-
теграции с гидродинамикой.
В этом разделе рассматривается широкий круг вопросов определения
технологической и экономической эффективности МУН и методов оценки
прироста извлекаемых запасов за счет их внедрения.
Автор выражает признательность прежде всего авторам совместных тру-
дов, использованных при написании данной работы: Г.Г.Вахитову, А.В.Вали-
ханову, В.И.Грайферу, Р.Г.Галееву, В.М.Юдину, А.Ф.Блинову, Р.С.Хисамо-
ву, Э.И.Сулейманову, Э.Д.Мухарскому, Р.Т.Фазлыеву, Р.Г.Абдулмазитову,
М.Д.Белонину, И.Г.Юсупову, Р.А.Максутову, В.А.Николаеву, Н.А.Сухано-
14
Введение
ву, В.Л.Коцюбинскому, Р.Б.Хисамову, | А.М.Шавалееву |, А.И.Иванову,
Д.В.Булыгину, Г.А.Орлову, Г.Г.Емельяновой, Ф.М.Хамадееву, Ю.А.Волко-
ву, О.Л.Кузнецову, Р.Г.Рамазанову,) Ш.Г.Кирееву), Л.Г.Карповой, Л.М.Пет-
ровой, | Н.Г.Ахметзянову], Г.И.Васясину, С.Н.Головко, |Р.С.Касимову|,
А.И.Шакирову, Г.В.Романову, В.ГИзотову, Л.М.Ситдиковой, Р.Ш.Муфаза-
лову, И.Б.Бурцеву.
Большая благодарность ученым, обогатившим отечественную нефтяную
пауку, труды которых также были использованы при написании этой книги:
|В.Н.1Целкачеву] А.Х.Мирзаджанзаде,|А.П.Крылову|, М.М.Ивановой, М.Т.Аб-
басову, Н.Н.Непримерову, Р.Н.Дияшеву, В.И.Кудинову, [М~Л Сургучеву),
К.С.Баймухаметову, Н.Н.Лисовскому, А.Ш Газизову, А.А.Газизову, И.П.Чо-
ловскому, Э.М.Халимову, |М.М.Саттарову|, И.Ф.Глумову, С.Т.Овнатанову,
Б.М.Сучкому, А.Р.Гарушеву, Б.Т.Баишеву,|Ф.ГАржапов>], В.Д.Лысенко,
|А.Т.Горбунову|, И.Т.Мищенко, Р.Ф.Ганиеву,|К.Б.Аширову|, В.Е.Гавуре,
А.Я.Хавкину, Ю.Г.Батурину, В.Ф.Базиву, В.И.Калганову, Б.Ф.Сазонову,
М. А.Токареву, С.А.Жданову, И.Д.Амелину, А.В.Давыдову, А.Г.Гаврилову,
М.Н.Овчинникову, В.Д.Викторину, И.И.Абызбаеву, Л.Д.Америке, Н.И.Хи-
самутдинову, Г.З.Ибрагимову.
Выражаю глубокую признательность С.М.Гайнеевой и Э.А Латыповой,
оказавшим большую помощь в подборе, обработке, редактировании и офор-
млении книги.
I 5
Раздел первый
Геологические основы применения методов повышения
нефтеизвлечения в продуктивных отложениях девона
и карбона Татарстана
Мы располагаем тремя главными средствами ис-
следования: наблюдением природы, размышлением и
экспериментом. Наблюдение собирает факты; раз-
мышление их комбинирует, опыт проверяет резуль-
таты комбинаций.
Дени Дидро
Следуйте природе.
Шаррон
Глава 1
ТЕКТОНИКА, НЕФТЕНОСНОСТЬ И ТИПОВЫЕ РАЗРЕЗЫ
ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ДЕВОНА И КАРБОНА
ТАТАРСТАНА
Правильный путь такой - усвой то, что сделали
твои предшественники и иди дальше
П.С.Таранов
Каждое событие в настоящем рождается из про-
шлого и является отцом будущего... вечная цепь при-
чин не может быть ни порвана, ни запутана...- неиз-
бежная судьба является законом всей природы.
Вольтер
1.1. Современное тектоническое строение территории Татарстана
Территория Татарстана расположена в центре богатейшей Волго-Уральс-
кой нефтегазоносной области. В пределах Волго-Уральской антеклизы рас-
положена группа структур I порядка, включающая сводовые поднятия, впа-
дины и прогибы (рис. 1.1). На западе антеклизы выделяется Токмовско-Ко-
16
Раздел первый
тельническая система поднятий. Восточнее от нее располагаются Мелекес-
ская впадина и Казанско-Кировский прогиб. В центре выделяются Южно-
Татарский (ЮТС) и Северо-Татарский своды (СТС), к востоку от которых
находится Башкирский и Пермский своды. Последние разделены Бирской
седловиной и Верхнекамской впадиной. На севере эти структуры смыкают-
ся с Пермским сводом. В южной части антеклизы прослеживается Жигу-
левско-Пугачевский свод и Восточно-Оренбургский выступ. С юга к ним
примыкает Бузулукская впадина [I, 2, 3, 4, 5].
На территории Татарстана (рис. 1.2) выделяется несколько крупных по-
ложительных и отрицательных структурных форм. Среди них к структурам
первого порядка относятся Татарское сводовое поднятие, восточный склон
Токмовского свода, Казанско-Кировский авлакоген, Мелекесская и Верх-
некамская впадины.
По поверхности кристаллического фундамента Татарское сводовое под-
нятие является сложпопостроенным древним тектоническим сооружением
субмеридионального простирания. В пределах Татарстана Нижнекамской
системой линейных дислокаций оно разделяется па Южно-Татарский и Се-
веро-Татарский своды. ЮТС в плане имеет округлую форму, а его повы-
шенная часть - Роман жипская вершина оконтуривается изогипсой - 1580 м
и является крупной структурой блокового строения. Ее относительная высо-
та 40—50 м, а углы наклона поверхности обычно не превышают 10—20'. В
составе вершины выделяются три блока: Миннибаевско-Альметьевский, Пав-
ловско-Сулеевский, Азнакаевский, имеющие меридиональное простирание
и отделенные друг от друга узкими (2—5 км) грабеиообразными прогибами,
образование которых обусловлено дизъюнктивными нарушениями. Поло-
жительные элементы несколько изометричны по форме, отрицательные име-
ют линейный характер. Наиболее возвышенные участки отмечены в восточ-
ной части вершины.
Юго-восточный склон ЮТС имеет сложное строение. Заложение здесь
рифейского Сокско-Бавлинского грабена обусловило отчленение от купола
Фоминовско-Алексеевского блока фундамента.
На западном склоне ЮТС, имеющего моноклинально-ступенчатое стро-
ение, выделяются Новоелховско-Акташская, Черемшанско-Ямашинская и
Ульяновская тектонические ступени, разделенные Алтунино-Шунакским,
Кузайкинским, Амировским и Баганинским прогибами. Меридиональное
простирание структурных форм в пределах склона является ведущим.
Новоелховско-Акташская ступень с запада ограничена Кузайкинским про-
гибом^ востока—Алтунино-Шунакским, имеет асимметричное строение (кру-
той восточный склон, пологий - западный) и осложнена серией локальных
поднятий. По отношению к Ромашкинской вершине она опущена на 30 м.
Черемшанско-Ямашинская ступень является крупным, сложнопостроен-
ным блоком и протягивается с севера на юг до 90 км, при ширине 20-25 км.
Геологические основы применении методов повышения нефтеизвлечения
17
По отношению к Акташско-Новоелховской ступени располагается ниже на
30^40 м. В ее пределах выделяются Сирепевско-Климептейкинская, Черем-
шанская, Ямашинская, Тавельская, Ульяновская структурные зоны, кото-
рые осложнены локальными выступами, большинство из которых распола-
гаются на бортах прогибов и имеют асимметричное строение, крутые скло-
ны обращены в сторону прогибов.
Ульяновская структурная ступень, но сравнению с Черемшапско-Яма-
шинской, опущена на25-30м, разделена прогибами меридионального и ча-
стично северо-восточного простираний наряд структурных зон (Сотников-
ская, Ульяновская, Ново-Ибрайкипская и др.), осложненных локальными
выступами.
Северный и северо-восточный склоны ЮТС расчленены гораздо слабее
западного и юго-восточного. Северо-восточный склон имеет моноклиналь-
но-ступенчатое погружение поверхности фундамента на восток, осложнен
меридиональными блоковыми структурами, в пределах которых выделяются
малоамплитудиые локальные выступы. Граница купола с Верхпекамской впа-
диной проходит по Удмуртскому разлому, контролирующему распростране-
ние рифейско-вендских отложений. Северный склон, имея моноклинальное
погружение на север, осложнен погружающимися продолжениями выделен-
ных структур Ромашкинской вершины. Структуры меридионального прости-
рания небольшой амплитуды прослеживаются до Камского разлома.
СТС по поверхности кристаллического фундамента с юга ограничен При-
камским, с востока-Удмуртским, с севера-Мари-Турекским разломами,
а с запада — Приказанским прогибом. Возвышение СТС относительно Ме-
лекесской впадины и Казанско-Кировского авлакогена составляет соответ-
ственно 700 и 500 м. В пределах купола, по данным геофизических иссле-
дований и глубокого бурения, выделяется ряд блоков различной величины и
формы (Кукморско-Кабык-Куперский, Горохово-Польский, Шеморданский,
Пестречинский, Красновский), которые в прикупольной части имеют в ос-
новном субмеридиональное простирание и разделены узкими грабепооб-
разными прогибами, террасовидно погружаясь в сторону Казанско-Киров-
ского авлакогена. Мамадышский прогиб, отделяющий вершину свода от
юго-восточного склона, имеет глубину до 50 м. Юго-восточный склон СТС
состоит из ряда валообразных блоков по фундаменту: Азево-Салаушского,
Усть-Икского, Бондюжского, Первомайского, Елабужского, Граханского,
Шурнякско-Граховского, сочленяющихся друг с другом кулисообразно и
разделенных прогибами.
Мелекесская впадина, отделяющая Татарский свод кристаллических по-
род от Жигулевско-Оренбургского, в пределы Татарстана заходит только
северной частью. Наиболее полно изучен восточный борт Мелекесской впа-
дины, в пределах которого выделяются Кадеевско-Енорусскинская, Аксу-
баевско-Эштебенькинская, Нурлатская, Вишнево-Полянская структурные
18
Раздел первый
зоны северо-западного простирания, разделенные Мокшинским, Нурлатс-
ким, Андреевским и другими грабепообразными прогибами. На западном
борту впадины прослеживается Пичкасско-Бугровский выступ меридиональ-
ного простирания с крутым восточным крылом. С запада он ограничен Аль-
кеевским, с востока - Пичкасским зрабеном, выполненным рифейско-вен-
дскими отложениями.
Казанско-Кировский авлакоген по поверхности кристаллического фун-
дамента является крупной отрицательной структурой, разделяющей Татарс-
кий и Токмовский своды Борта авлакогена осложнены дизъюнктивными
нарушениями и имеют глыбово-ступенчатое строение.
Токмовский свод в пределы Татарстана заходит только юго-восточным
склоном. Здесь пробурены единичные скважины, вскрывшие фундамент па
отметках - 1530-1790 м и местами показавшие отсутствие в разрезе низов
терригенной толщи девона. Склон является сложным тектоническим соору-
жением, где получили развитие дислокации различных простираний.
Верхнекамская впадина, имеющая сложное тектоническое строение, раз-
деляет Татарский и Башкирский своды. В пределы Татарстана она заходит
только западным бортом, который от склона Татарского свода по поверхно-
сти фундамента отделяется Удмуртским разломом.
Важнейшими элементами строения фундамента являются разломы, име-
ющие большую протяженность, длительный период развития, значительную
глубину залегания и генетическую связь с литолого-фациальным составом,
структурой и мощностями различных комплексов осадочного чехла.
На территории Республики Татарстан формирование тектонических струк-
тур обусловлено воздействием подвижных разломных систем фундамента
субмеридионального, субширотного, северо-восточного и северо-западно-
го направлений. Заложение разломов произошло в рифее, неоднократная
активизация отмечена в девоне, карбоне, перми и мезокайнозое. Подробная
характеристика разломов и их роль в формировании современного струк-
турного плана осадочной толщи изложены в ряде работ [6,7,8].
По отложениям терригенной толщи девона структурный план территории
по сравнению с поверхностью фундамента является относительно сглажен-
ным. Так, наиболее возвышенная часть ЮТС смещается к юго-западу, а
вместо трех валообразных блоков здесь выделяются две приподнятые зоны
(Альметьевско-Павловская и Азнакаевская), локальные поднятия в их пре-
делах имеют более сглаженные формы. Наиболее крупной дислокацией в
пределах юго-восточного склона ЮТС является Бавлинско-Туймазинская
структурная зона. В ее пределах выделяется несколько структурных элемен-
тов (валы, осложненные локальными поднятиями), сохраняющихся по все-
му разрезу терригенного девона с незначительными изменениями. Валы имеют
крутые юго-восточные крылья, которые совпадают с зонами разломов в
фундаменте.
Геологические основы применения методов повышения псфтсизвлечепия
19
В пределах Северного купола структурный план по отложениям терри-
генной толщи девона по сравнению с поверхностью кристаллического фун-
дамента не претерпевает существенных изменений, но имеет более сглажен-
ные формы, особенно на склонах.
Мелекесская впадина и Казанско-Кировский авлакоген, сохраняя основ-
ные черты строения поверхности фундамента, выполаживаются. Аналогич-
ная закономерность отмечается и па восточном склоне Токмовского свода.
Структура западного борта Верхнекамской впадины по кровле терриген-
ной толщи девона является пологой моноклиналью, наклоненной на северо-
восток и осложненной пологими валообразпыми поднятиями меридиональ-
ного простирания.
По нижиекамеппоугольпым отложениям структурный план Татарстана
сложнее, чем по нижележащим горизонтам. На значительной части террито-
рии структурный план осложнен влиянием прогибов Камеко-Кинельской
системы. В пределах вершины ЮТС выделяются Миппибаевская, Альметь-
евская, Павловско-Сулеевская, Азнакаевская и Сармановская структурные
террасы. Наиболее приподнятой из них является Миннибаевская, от которой
во всех направлениях происходит погружение слоев на 20 30 м. Террасы
осложнены большим количеством локальных поднятий. Отмечается даль-
нейшее смещение па юго-запад наиболее приподнятых участков купола по
сравнению с поверхностью фундамента.
Структурный план нижпекаменноугольпых отложений па юго-восточном
склоне ЮТС в основных чертах повторяет пашийско-кыповский с некото-
рыми отклонениями в деталях строения. Отдельные локальные поднятия при-
обретаю!' широтное простирание.
По отложениям верхнего девона и нижнего карбона структурный план
западного, северного и северо-восточного склонов ЮТС обусловлен влия-
нием прогибов Камско-Кинельской системы. В прибортовых зонах проги-
бов формировались рифогенные структуры. Так, меридиональные структу-
ры склонов по отложениям девона и поверхности кристаллического фунда-
мента в верхнедевонско-нижнекаменноугольное время были осложнены
поднятиями и прогибами широтного и северо-западного простираний. По
нижнекаменноугольным отложениям намечается ряд структурных террас
северо-западного простирания, осложненных локальными поднятиями, ча-
сто значительной (до 100 м) амплитуды.
В Казанско-Кировском авлакогене каменноугольные отложения дисло-
цированы несогласно с нижележащими толщами и образуют обширную
систему дислокаций.
По пижнекаменноугольным отложениям на западном и восточном бортах
Мелекесской впадины выделяются те же структурные элементы, что и по ни-
жележащим. Особенность этого плана проявляется во влиянии внутриформа-
20
Раздел первый
циопных прогибов Камско-Кинельской системы. Он осложнен большим чис-
лом локальных поднятий самых различных форм, простираний и амплитуд.
Структурный план среднекаменноугольных отложений, по сравнению с
нижнекарбоновым, сглажен и характеризуется плавными структурными
формами. Многочисленные локальные поднятия, выделенные в нижнем
карбоне, или в значительной степени снивелированы, или совсем выпола-
живаются.
В пределах сводовой части СТС выделяются те же структурные элемен-
ты, что и по нижележащим. Террасы также осложнены локальными подня-
тиями. Юго-восточный склон осложнен многочисленными валообразными
поднятиями с амплитудами до 70-100 м. Локальные поднятия в основном
приурочены к крутым крыльям валов, хотя иногда осложняют и прифлек-
сурные прогибы. Наиболее повышенная часть его приурочена к Усть-Икс-
кому, Бондюжскому, Елабужскому валам.
Структурный план Мелекесской впадины принципиально не отличается
от нижних горизонтов девона и карбона, но происходит выполаживапие
структурных форм. Структурный план среднего карбона на восточном склоне
Токмовского свода и западном борту Верхнекамской впадины мало отлича-
ется от нижпекаменноуголыюго.
По нижнепермским отложениям структурный план Татарстана в общих
чертах отражает каменноугольный.
1.2. Нефтегазоносные и битумоносные комплексы, типы залежей
и их краткая характеристика
Геологический разрез территории Татарстана сложен девонскими, ка-
менноугольными и пермскими отложениями общей толщиной 1700-2100 м
(рис. 1.3).
Залежи нефти выявлены на землях Восточного Татарстана и залегают на
глубинах от 600 до 2000 м, залежи битумов практически установлены на
всех площадях Закамья и залегают на глубинах от дневной поверхности до
600 м (рис. 1.4). Диапазон нефте- и битумоносности широк и охватывает по
разрезу весь палеозой — от живетских до верхнеказанских отложений. С
учетом степени нефтеносности, выдержанности по разрезу и простиранию
пластов-коллекторов, их изолированности друг от друга выделено семь неф-
тегазоносных и битумосодержащих комплексов: терригенной толщи девона
(I); карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона (II);
карбонатного нижнего и карбонатно-терригенного среднего карбона (III);
карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижней перми (IV);
терригенного уфимской толщи (V); терригенно-карбонатныхтолщ верхне-
казанского подъяруса (VI—VII). Комплексы отделены друг от друга повсе-
местно выдержанными глинистыми, глинисто-карбонатными и сульфатны-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
21
ми породами кыновско-саргаевского, тульско-алексипского, Верейского,
сакмарско-купгурского, уфимско-верхнеказанского возрастов. В каждом
комплексе с учетом количества и размеров залежей мощности и выдержан-
ности покрышки выделены нефтеносные и потенциально нефтеносные плас-
ты-резервуары более низких порядков [9].
Анализ нефтеносности отложений по разрезу и площади показывает, что
наибольшее количество залежей в каждом комплексе приурочено к плас-
там под региональной покрышкой. Каждый нефтеносный комплекс в опре-
деленной степени отличается особенностями распределения залежей, их з и-
лов и свойствами нефтей.
Позднее в работе [10] было выделено 6 нефтегазоносных комплексов,
характеризующихся близкими условиями нефтегазопакопления: I—эйфель-
ско-франский терригенный; II — верхпефрапско-зурпейский карбонатный;
III — визейский терригенный; IV —окско-башкирский карбонатный; V - Ве-
рейский терригенно-карбопатный, VI - каширско-гжельский карбонатный.
Как видно из изложенного, границы комплексов II V] в работе [9] су-
щественно различаются оз II VI комплексов в работе [ 10]. В первом случае
при выделении комплексов учитывались главным образом геологические
критерии: достаточной мощности выдержанные глинистые, глинисго-карбо-
натные и сульфатные покрышки, регионально-нефтеносные пласты-резер-
вуары, а также представления ряда исследователей о возможных пефтема-
теринских толщах. Вторая классификация выделяет нефтеносные комплек-
сы по признакам (условия формирования, коллекторские характеристики,
типы пород-коллекторов), определяющим выбор и эффективность систем
разработки. Поэтому для целей нашей работы мы воспользуемся второй
классификацией для выделения нефтегазоносных и первой классификацией
для выделения битумоносных комплексов. Таким образом, приведем опи-
сание по 6 нефтегазоносным и 4 битумоносным комплексам.
Количество залежей нефти по комплексам приведено в табл. 1.1.
Таблица 11
Количество залежей нефти в осадочном разрезе Татарстана
№ комплекса 11аимснование комплекса Количество залежей нефти
всего %
I Эйфельско-франски й терригенный 302 110,2
II Верхнетурнейский карбонатный 618 22,9
III Визейский терригенный 1000 37,0
IV Окско-башкирский карбонатный 390 14,4
V Верейский терригенно-карбонатный 320 11,8
VI Каширско-гжельский карбонатный 74 2,7
Всего 2704 100,0
22
Раздел первый
Первый нефтегазоносный комплекс
Девонский терригенный комплекс принят в объеме: подошва эйфельс-
ких — кровля кыновско-саргаевских отложений включительно. В пределах
комплекса установлено около 20% всех выявленных залежей нефти. Зале-
жи весьма разнообразны (табл. 1.2). Наиболее крупные расположены в пре-
делах ЮТС (Ромашкинское, Ново-Елховское) и в зонах межблоковых дис-
локаций (юго-восточные склоны СТС и ЮТС). На западном и северном
склонах ЮТС, сводовой части СТС размеры залежей незначительные, этаж
нефтеносности их в редком случае превышает 10 м. ВНК залежей нефти
изменяется в соответствии с общим погружением отложений терригенного
девона от сводов к окружающим их впадинам. Преобладают залежи струк-
турного типа—71%. Они получили преимущественное распространение в
районах сочленения структур второго и первого порядков и в прибортовых
частях грабенообразных прогибов.
Литологические и литологически экранированные залежи пользуются
наибольшим развитием па западном и северном склонах ЮТС, юго-вос-
точном склоне СТС, где прослеживаются зоны замещения пластов коллек-
торов кыповского горизонта и региональный размыв пашийско-староосколь-
ских отложений в тимапское (кыновское) время. По характеру строения ре-
зервуара - это пластовые сводовые (53%), структурно-литологические (18%)
залежи, с одним (80%) или двумя (14%) нефтеносными пластами (табл. 1.3).
Пластовые давления в залежах изменяются в соответствии с гидростати-
стическим — от 16,0 до 20,0 МПа. Максимальные значения отмечены в зале-
жах юго-восточного склона ЮТС (Тат-Капдызская - 20,1 МПа) и на вос-
точном борту Мелекесской впадины (Нурлатское— 19,7 МПа). В сводовых
частях пластовые давления в залежах равны соответственно 17,5 и 16,0 МПа.
Температура в пластах колеблется в очень незначительном диапазоне и из-
меняется от 30 до 40°С.
Более значительные колебания претерпевает газонасыщенность нефти. По
величине газового фактора в залежах пашийско-кыновских отложений на
территории Татарстана можно выделить два района. В первом из них объе-
диняются нефтяные залежи, богатые растворенным газом (территория ЮТС).
Наиболее газопасыщены (до 65-75м3/т) нефти Бавлинского месторождения.
Газонасыщенность нефти до 40-50 м3/т характерна для залежей сводовой
части западного и северного склонов ЮТС. Во второй район объединяются
нефтяные залежи, малонасыщенные газом (земли Мелекесской впадины и
СТС). Газовый фактор здесь равен 25-35 м3/т. Давление насыщения нефти
газом увеличивается от 8—9 МПа па Южном куполе до 10-10,5МПа на Пер-
вомайском и Бопдюжском месторождениях СТС.
Геологические основы применении методов повышения нефтеизвлечения
23
Характеристика залежей нефти терригенной толщи девона
Темпера- тура пласта, С 35-40 38 35-40 35-39 37-39 37 35-38 37-40
Пластовое давление, МПа 17,5 17,0 16,8-20,1 17,0-17,7 19,2-19,7 17,1-18,4 17,0-17,5 16,8-17,1
Газовый фактор, м3/т 45-75 45-50 28-35 33-74 27-32 29-40 67 27-32
Давление насыще- ния, МПа 10,0 8,0-11,0 8,1-9,3 8,0-10,3 6,0-9,0 й П.О 1 ? оо оГ О 2
Дебиты скважин, т/сут 2-400 2-150 1-70 5-160 2-32 2-50 1-62 3-160 1,70
Степень заполне- ния, % 91 80 75-93 20-97 80-96 75-85 15-95
Этаж неф- теносно- сти, м 37 35 3-13 3-33 8-43 1,5-4 2-13 3-6 1,5-5
Количест- во зале- жей, % 0,5 0,5 19,0 28,5 1,5 21,0 19,0 ,, 5,0
Индекс нефтяного пласта Г t । । । г5 । 1 । Т Ы « n П 1=1
Типичные залежи Ромашкинская ttv nnrvna Тат-Кандызская, Сакловская, Арташская Бавлинская, Бондюжская, Дигитлинская Фоминовская, Сотниковская, Эштебенькинская Й А 5 - g « 5 8 g 3 Я s' § 1 | Й о 8 8 S В з 3
Типы ловушек I. Структурные: 1 ) струк I уры I порядка гтпх/тттг-т а з ® S й s “ | S » ( § § g | гН ? s g ° a с ° с z-s z—х Л о О Z- Ю ® « С X L Д гп Д раздувов песчаных тел II. Литологически экранир ованные Ш. Тектонически экранированные IV. Литологические
24
Раздел первый
Таблица 1.3
Распределение типов залежей нефти по пластам терригенной толщи девона
Продуктив- ные пласты Количество залежей нефти, %
всего пластово-сводо- вые структурно- литологические экранированные литологические число пластов в залежи
литологи- ческие тектони- ческие стратигра- фические ЕЕ § о два МНОГО
До 52,5 27,0 9,5 10,0 3,0 — 3,0 46,0 6,5
До + Д| 8,5 5,0 0,5 2,0 1,0 — — 3,5 5,0
Д| 24,5 14,0 4,0 4.0 0,5 — 2,0 20,0 3,5 1,0
До 1 Ди 0,5 — — — — 0,5 — 0,5
Ди • ,о 1,0 1,0
Дш 8.0 1,0 4.0 3,0 7,5 0,5
Av 5,0 5,0 5,0
Итого 100 53,0 18,0 19,0 3,5 1,5 5,0 79,5 14,5 6,0
Заполненность структурных ловушек нефтью различна. Большинство из
них заполнены нефтью более чем на 75%. В территориальном отношении эти
залежи расположены па землях ЮТС, его юго-восточного и западного скло-
нов, а также в пределах Елабужского, Первомайского и Усть-Икского валов
юго-вост очного склона СТС. Структуры с заполненностью нефт ью от 50 до
75% группируются на землях восточного борта Мелекесской впадины, се-
верного склона ЮТС и юго-восточного склона СТС. Структурные ловуш-
ки с заполненностью нефтью ниже 50% в виде локальных участ ков распро-
странены на северном склоне ЮТС и па восточном борту Мелекесской впа-
дины. Отмечается взаимосвязь степени заполнения ловушек с мощностью
перекрывающей их покрышки. Установлено, что залежи нефти с заполнени-
ем ловушек более 75-90% расположены на землях, где мощность регио-
нальной покрышки изменяется от 18 до 39 м. При мощности покрышки в
13-16 м заполнение структурных ловушек нефтью не превышает 50%.
По характеру строения ловушек и распределения нефтеносности каждый
горизонт терригенной толщи девона характеризуется некоторыми особенно-
стями. В воробьевских отложениях промышленно нефтеносен пласт Д|у (Ро-
машкипское и Бавлинское месторождения, Сулипская площадь). Выявлены
залежи нефти пластового сводового типа с подошвенной водой, контроли-
руемые локальными поднятиями с размерами от 0,5x1 до 4 х 6 км, этаж
нефтеносности 5—12 м Дебиты скважин колеблются от 0,2 до 32 т/сут
В ардатовских отложениях нефтеносен пласт ДП|. Область распростране-
ния залежей нефти также ограничивается юго-восточными районами Татар-
стана. Они приурочены к небольшим поднятиям, в пределах которых конт-
ролируются литологическими ловушками. Выявленные залежи нефти-ли-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
25
тологически экранированного тина с размерами от 1,5 до 12 км2 и нефтена-
сыщенной мощностью от 1,4 до 4,6 м. Дебиты скважин изменяются от 0,2
до 62 т/сут.
Пласты-коллекторы муллипских слоев, как отмечалось выше, тесно свя-
заны с пашийско-кыновскими отложениями. 11ромышлеппые скопления не-
фти в них на большинстве месторождений юго-востока Татарстана пред-
ставляют нижние части пашийско-кыновских залежей нефти. На Северо-
Альметьевской и Южно-Ромашкипской площадях Ромашкипского
месторождения в пласте Дп выявлены две самостоятельные залежи нефти
пластового сводового типа небольших размеров. Приурочены они к четким
локальным поднятиям с размерами 1—7 км2, нефтенасыщенная мощность
пласта 3-10 м, дебиты скважин 10-15 т/сут.
Пласты-коллекторы пашийско-кыновских отложений регионально неф-
теносны и являются основными объектами разработки. Залежи пашийского
горизонта распространены в основном в юго-восточной и южной частях
территории, пашийско-кыновского и кыповского- в северо-западной и за-
падной ее половине. Дебиты нефти но скважинам изменяются в пределах
1-500 т/сут.
Контролируются они структурами первого (Ромашкинская), второго
(Ново-Елховская) и третьего порядков. Среди последних можно выделить
залежи нефти, приуроченные к приразломным поднятиям (Бавлинская, Ела-
бужская и др.), к надблоковым структурам (Нурлатская, Тат-Кандызская и
др.), к структурам облекания останцов кристаллического фундамента (Фо-
миновская, Сотвиковская и др.), структурам песчаных тел (Сабанчинская
и др.). Часть залежей приурочена к литологическим ловушкам.
Второй нефтегазоносный комплекс
К карбонатным отложениям девона и нижнего карбона приурочено 4%
от всего количества выявленных залежей нефти, среди которых залежи не-
фти различных типов: структурно-литологические и литологические- в се-
милукско-бурегских отложениях, пластовые сводовые или массивные —
в фамепских и пижнетурнейских образованиях (табл. 1.4).
В отложениях доманикового горизонта нефтеносным является в основ-
ном пласт Д -Ш, залегающий в верхней части разреза. Залежи нефти при-
урочены к небольшим (в среднем 1,5x2 км), довольно пологим (5-10 м)
поднятиям сводовой части ЮТС и его северо-восточного склона. Дебиты
скважин от 0,2 до 60 т/сут.
В мендымском горизонте промышленные притоки нефти получены в сво-
довой части ЮТС, на его северном и северо-западном склонах и па юго-
восточном склоне СТС. В сводовой части ЮТС залежь приурочена к не-
большому (2,5x4,5 км) средиеамплитудному (22 м) поднятию. Дебит нефти
26
Раздел первый
Характеристика залежей нефти карбонатной толщи девона и нижнего карбона Татарстана
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
27
из скважины составил 20 т/сут. При испытании мендымских отложений па
других площадях Восточного Татарстана после солянокислотной обработки
получены притоки безводной нефти с дебитом от 0,05 до 96 т/сут. Залежи
нефти в доманиковых и мендымских отложениях — структурно-литологи-
ческого и литологического типов.
Промышленная нефтеносность воронежского горизонта доказана в пре-
делах северного склона ЮТС на Бастрыкском месторождении, где после
солянокислотпой обработки получе! i приток нефти с дебитом 18—40 т/сут.
Коллекторы елецкого горизонта нефтеносны на Ромашкинском место-
рождении, где получен приток нефти 0,2 т/сут. Залежь контролируется до-
вольно четкой локальной структурой с размером 1,5x0,7 км. Тип залежи —
массивный.
В данково-лебедянеких (пласт Дл - III) и заволжских отложениях про-
мышленные притоки нефти получены на площадях сводовой части Южного
купола и его восточном склоне. Залежи приурочены к четким (амплитуда
более 15 м) локальным поднятиям. Дебиты скважин 10-50 т/сут.
Малевско-упинские отложения, как правило, высокодебитные, приуро-
чены к западному склону ЮТС и восточному борту Мелекесской впадины.
Фаменские и пижнетурнейские отложения нефтеносны в сводовой части
ЮТС, на его северном и юго-восточном склонах. К бортам прогибов Кам-
ско-Кинельской системы характер разреза фаменско-нижнетурнейских кар-
бонатных отложений меняется — они замещаются либо на глинисто-карбо-
натные, либо на однородные толщи без четко прослеживающихся по терри-
тории пластов-i гокрышек, что в целом снижает возможность накопления здесь
углеводородов.
Верхнетурнейские отложения нефтеносны на всей территории ЮТС,
восточного борта Мелекесской впадины и юго-восточном склоне СТС.
Здесь выделяются три вида залежей. Залежи первого вида приурочены к
структурам облекания верхнефранских или фаменских биогермов (Ше-
гурчинская, Ашальчинская, Бастрыкская и др.). Они имеют округлую кон-
фигурацию и размеры от 3 до 90 км2. Высота от 10 до 50-90 м. Дебиты
скважин до 30—40 т/сут.
Второй вид залежей приурочен к тектоническим структурам приразлом-
ного типа (Бавлинская, Куакбашская и др ). Контролируются они структу-
рами второго и третьего порядков. Дебиты нефти из скважин 1—10 т/сут.
Третий вид залежей выявлен в пределах бортовой зоны Нижнекамского
и Актанышско-Чишминского прогибов Камско-Кинельской системы и при-
урочен к рифогенным отложениям кизеловского горизонта (Афапасовская,
Кабаковская, Ильичевская). Покрышкой для них служит пропласток кизе-
ловских глин в сочетании с перекрывающей их 4-5-метровой пачкой плот-
ных карбонатных пород. Залежи имеют небольшие размеры, этаж нефтенос-
ности 10-15 м. Скважины малодебитные, 1—3 т/сут.
28
Раздел первый
Из вышеназванных видов преобладают залежи нефти, приуроченные к
структурам облекапия верхнефранских и фаменских биогермов, — 94,5%.
Они распространены в основном на землях ЮТС и Мелекесской впадины.
Этаж нефтеносности залежей полностью зависит от высоты структуры. На
высокоамплитудных поднятиях, кроме верхнетурнейских, нефтеносны и ниж-
нетурнейские отложения. Такие залежи встречаются на землях западного
склона ЮТС и реже па его сводовой части.
В малевско-кизеловской толще турпейского яруса выделяются 4 про-
дуктивных пласта-коллектора: B|V - кизеловский, Вш - черепетский, Вп -
упинский, Bj — малевский. Представлены они следующими основными струк-
турно-генетическими разностями:
— комковатые известняки;
— сгустково-детритовые известняки,
— шламово-детритовые известняки;
форами ниферово-сгустковые известняки.
Коллекторами являются только две первые разности.
Комковатые известняки представлены комочками микрозернистого каль-
цита, раковинами фораминифер, перекристаллизованным водорослевым
детритом. Структура порового пространства напоминает структуру песча-
ников: межформенпые крупные поры соединены короткими и широкими
каналами. Пористость изменяется от 9,7% до 18%, проницаемость —от 0,004
до 0,018 мкм2.
Сгустково-детритовые известняки в разрезе представлены плохоотсор-
тированным перекристаллизованным детритом, комочками и сгустками мик-
розернистого кальцита. Структура порового пространства сложная: поры
меж- и внутриформенные, каналы узкие, извилистые. Из вторичных про-
цессов отмечается как выщелачивание, так и кальцитизация. Ухудшение
коллекторских свойств, по сравнению с комковатыми разностями, проис-
ходит за счет вторичной кальцитизации и запечатывания пор и каналов.
Пористость в среднем составляет 11%, проницаемость изменяется от 0,001
до 0,012 мкм2.
Шламово-детритовые известняки состоят из шлама и водорослевого дет-
рита, сцементированного обильным микрозернистым цементом. Это обыч-
но плотная разность (пористость — 7,0%), коллекторами быть не может.
Кальцитизированные фораминиферово-сгустковые известняки являются
еще более плотной породой (пористость - 5%, проницаемость-0,0005 мкм2).
В продуктивных пластах они присутствуют в виде линз, стяжений, невыдер-
жанных прослоев.
В начале 1960-х годов В.А.Бадьяновым и Г.Н.Гурьяновым продуктивные
пласты верхиетурнейского подъяруса по особенностям сопротивления сла-
гающих их пород были разделены на пачку высокого сопротивления ВС
(пласт B|V) и пачку низкого сопротивления НС (пласт ВИ|) [11]. Примеча-
Геологические основы применения методов повышения нефтей увлечения
29
телыюто, что характер сопротивления этих пачек сохраняется как в преде-
лах залежи, так и за ее пределами. Поэтому первоначально сложившееся
мнение, что высокое сопротивление обусловлено пефтепасыщенпостыо,
оказалось неправомерным.
Пласт B|V на рассматриваемой территории присутствует повсеместно.
Сложен он преимущественно комковатыми и сгустково-детритовыми раз-
ностями известняков, которые являются основными высокопроницаемыми
коллекторами верхнетурнейского подъяруса. В центральных районах ЮТС
на долю комковатых и сгустково-детритовых известняков приходится до 73%
объема пласта B|V. Содержание гонких прослоев шламово-детритовых изве-
стняков не превышает 16%, фораминиферово-сгустковых — 1,9%. На край-
нем юго-востоке (Бавлинское, Алексеевское, Фомиповское и др. месторож-
дения) B|V представлен теми же генетическими разностями известняков, что
и па Ромашкинском месторождении. Но суммарное содержание комкова-
тых ciycTKOBo-детритовых известняков здесь составляет 62,9%. Причем ком-
коватые известняки приурочены, как правило, к верхней и средней частям
пласта. К северо-западу от центральных районов ЮТС в разрезе пласта B|V
наряду с увеличением содержания комковатых и сгустково-детритовых из-
вестняков появляются песчано-гравелитовые разности. На северном склоне
ЮТС в разрезе кизеловского горизонта, кроме верхнего пласта B|V, появля-
ется нижний пласт B|V, обладающий практически такими же коллекторскими
свойствами, что и верхний.
Из сказанного следует, что па территории юго-восточной фациальной зоны
лучшие коллекторы верхнетурнейского подъяруса сформировались в пре-
делах Билярского палсоподнятия и его склонов (западный склон ЮТС), где
господствовали прибрежно-морские условия осадконакопления.
Несколько хуже коллекторы сформировались в центральных районах
ЮТС, где накопление осадков происходило в меняющихся условиях при-
брежного мелководья и эвфотической зоны шельфа. Еще более худшие раз-
ности коллекторов приурочены к юго-восточному склону ЮТС, где накоп-
ление осадков происходило, очевидно, в условиях псевдоабиммалыюй зоны
шельфа.
Важнейшим фактором, обуславливающим не только емкостно-фильтра-
ционные свойства горных пород, по и направленность фильтрационных по-
токов в карбонатных коллекторах, является трещиноватость, которая в боль-
шинстве случаев оказывает влияние на полноту нефтевытеснения. Трещины
различаются по генезису: тектонические, нетекгопические, техногенные.
Тектонические трещины формировались под влиянием региональных
складчатых движений земной коры. Нетектонические трещины образова-
лись в результате диагенетических изменений осадков, а также физико-хи-
мических изменений в стадию эпигенеза или гипергенеза.
30
Раздел первый
Техногенные трещины формируются под влиянием нагрузки бурового
инструмента на породу или в результате закачки в пласт жидкости под боль-
шим давлением. Определяющую роль играют тектонические трещины.
К настоящему времени разработана серия методов определения парамет-
ров трещин: аэрокосмогеологические исследования (AKJ И), исследования
сейсмолокационно! о бокового обзора (СЛБО), вертикального сейсмичес-
кого профилирования (ВСП), оценка поданным геофизических исследова-
ний скважин (ГИС) и гидродинамические исследования.
Анализ сопоставимости результатов исследований разными методами был
выполнен под руководством Р.Н.Дияшева в 1991 году, было показано, что
все рассмотренные методы имеют определенные достоинства и ограничения
[12]. Применение того или иного метода следует осуществлять исходя не
только из его разрешающей способности, но и из степени изученности мес-
торождения и стадии его разработки.
Пластовое давление находится в соответствии с глубиной залегания не-
фти и составляет на сводовой части ЮТС 9,4 МПа, на его западном склоне
10,111,0 МПа, в Мелекесской впадине 11,5-11,8 МПа. Температура пласта
20-30°С. На юго-восточном склоне ЮТС она составляет 20°С, на его сво-
довой части и западном склоне - 25°С, на юго-восточном склоне СТС и в
Мелекесской впадине —25—30°С.
Нефти верхнетурпейских залежей слабо насыщены газом. Газовый фак-
тор изменяется от 35 до 14 м3/т. Наиболее газонасыщены (20—35 м3/т) нефти
юго-восточного, северного и частично западного склонов ЮТС. На сводо-
вой части и западном склоне ЮТС, в Мелекесской впадине газовый фактор
нефти не превышает 15-18 м3/т. Давление насыщения газом нефти верхне-
турнейских отложений равно 6-7,5 МПа. Заполненность верхнетурнейских
структур нефтью во многом зависит от сохранности малиновских глин-по-
крышек, от тина и приуроченности структур к определенному тектоническо-
му элементу. На землях ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины,
как правило, отмечается наиболее полное заполнение структур нефтью. Если
па части структуры Малиновские глины размыты, наблюдается недозапол-
ненность ловушек нефтью. В этих случаях ВПК верхнетурнейских и бобри-
ковско-радаевских залежей прослеживается на одних отметках. На землях
северного купола (Кучуковская, Азево-Салаушская площади) заполненность
структур । юфтыо составляет 10-40%.
Третий нефтегазоносный комплекс.
В составе третьего, визейского терригенного, нефтегазоносного комп-
лекса находятся радаевский, бобриковский и тульский горизонты Здесь
выявлено около 37% от общего количества залежей нефти. Приурочены они
к трем нефтеносным пачкам. Нижняя из них связана с отложениями мали-
Геологические основы применения методов повышении iil<]>icii^влечения
3 1
невского падгоризонта, средняя с отложениями радаевскою, бобриковс-
кого и нижней частью зульского горизонтов, верхняя — с отложениями вер-
хней части тульского горизонта. В Малиновских отложениях залежи нефти
открыты в осевой зоне Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской систе-
мы на Первомайском, Комаровском и Контузлипском месторождениях. За-
лежи нефти — небольших размеров, пластового сводового и литологически
экранированного типов. Дебиты нефти изменяются от 0,45 до 22 т/сут. Неф-
тенасыщеппые мощноеги пластов достигают 6- 7 м.
Наиболее широко распространены залежи в песчаниках радаевско-боб-
риковского и нижней части зульского горизонтов. Они встречены на ЮТС,
Мелекесской впадине, частично на землях юго-восточного склона СТС.
Залежи имеют самые разнообразные типы и размеры, различный этаж неф-
теносности, зависящие отзипа структур, контролирующих залежи нефти и
литолого-фациального состава отложений.
Преобладающее число малиновско-яспогюлянских залежей нефти конт-
ролируется структурными ловушками, из них 85-87%- структурами обле-
капия верхнефранских биогермов, 7-8% - структурами облекания песча-
ных тел и всего 4% - тектоническими ловушками. Литологических залежей
2-3%, и приурочены они, как правило, к отложениям зульского и елховско-
го горизонтов (табл. 1.5). Размеры и типы залежей во многом зависят от
литолого-фациального состава отложений.
В районах с аргиллитово-песчаным типом разреза концентрируются от-
носительно крупные залежи нефти. На землях распространения аргилли-
тового типа и локального развития коллекторов в пределах западного и
северо-западного склонов ЮТС крупные залежи нефти не открыты, здесь
образуются исключительно мелкие залежи, как правило, структурно-лито-
логического типа с небольшими значениями нефгенасыщепных мощностей.
На распределение залежей нефти оказали влияние и амплитуды ловушек.
Наиболее благоприятными для формирования залежей нефти меньших раз-
меров в бобриковско-радаевских отложениях па территории Восточного
Татарстана являются районы с песчаным, аргиллитово-песчаным и песча-
но-аргиллитовыми типами разрезов в зонах средне- и высокоамплитудных
поднятий (восточный борт Мелекесской впадины, западный участок север-
ного склона и сводовая часть ЮТС), где формируются относительно круп-
ные и средние залежи нефти. В зоне распространения малоамплитудных под-
нятий (северный и северо-восточный склоны ЮТС) формируются либо мел-
кие, с этажом нефтеносности 2-5 м, либо не образуются совсем. Основной
продуктивный горизонт—тульский.
Следующим фактором, который оказал влияние на распределение зале-
жей нефти, является способность терригенной толщи карбона формировать
свои седиментационные структуры. Эти поднятия образуются преимуществен-
но на землях распространения песчаного, аргиллитово-песчаного и песча-
32
Раздел первый
5
.С
Характеристика залежей нефти визейского терригенного нефтегазоносного комплекса
с с t£ С С 1= С давление, МПа 10,1-1,18 9,5-12,5
<L § <L t= Р к Е: насыще- ния, МПа 4,9-7,! 4,8-6,6
Газовый фактор, м3/т 16-28 12-220
Дебиты скважин, т/сут 1-100 1-55 0,5-10 0,4-48
с g с г а Г* ние лову- шек, % 5-100 60-100 50-90 1
ампли- туда, м 15-40 20-125 3-25 2-5
коли- чество, % оо О сч
Залежи нефти нефтеносный горизонт Тульский, бобриковский Тульский, л А тттл л т» п Г<* ГТй h ° 5 1 й 5 ра 5.8 1 а 2 с елховский Тульский, Гл г\Гл ♦мтт.'/*\тъ г* UWpnRVDVlWm, радаевский, елховский Тульский, | елховский
типичные 1 й П.у pjldl vn-OM, Бавлинская, Ямашинская Ново-Суксинская, Контузлинская Дружбинская, Комаровская Первомайская
Тип ловушек D 5 х! 1> Г S с ~L !> Облекания верхнефранских биогермов Облекания исичапыл ivл Литологические
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
33
но-аргиллитового типов разреза. Амплитуда структур не превышает 10-25 м.
Они могут быть встречены как па бортовых, так и на осевых частях проги-
бов Камско-Кинельской системы, сводовой част и ЮТС.
Залежи в радаевско-бобриковских горизонтах встречены на ЮТС, в
Мелекесской впадине, изредка на землях юго-восточного склона СТС. За-
лежи имеют разнообразные типы и размеры, различный этаж нефтеноснос-
ти, зависящие от типа структур, контролирующих залежи нефти и литолого-
фациального состава отложений.
Преобладающее число бобриковско-тульских залежей нефти контролиру-
ется структурными ловушками, из них 90% - структурами облекания верх-
нефрапских биогермов, 1%-структурами облекания песчаных тел и 9% —
тектоническими ловушками. Размеры и тины залежей во многом зависят от
литолого-фациального состава пород. На распределение залежей нефти ока-
зали влияния и амплитуды ловушек.
Залежи радаевско-бобриковских горизонтов, контролируемых структу-
рами облекания верхнефранских биогермов, имеют этаж нефтеносности до
90 м. В сводах структур часто отмечается отсутствие коллектора. Преобла-
дающий тип залежей -антиклинальные пластовые и антиклинальные лито-
логические (Бастрыкская, Черемуховская, Аканская, Сиреневская и др.).
Залежи нефти в пределах тектонических структур (Бавлинская, Нурлат-
ская, Куакбашская, район Усть-Икского вала и др.) имеют значительные
размеры и являются антиклинальными. Размеры небольшие, дебиты нефти
скважин из бобриковского горизонта достигают 100 т/сут., в среднем со-
ставляют 8-15 т/сут. В тульских отложениях залежи нефти антиклинально-
литологического типа встречены на землях северного и северо-западного
склонов ЮТС. Приурочены они к структурам облекания биогермных по-
строек. Дебиты скважин 6 20 т/сут.
В сложении радаевско-бобриковских отложений принимают участие пес-
чаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые сланцы, угли и глинис-
тые известняки. Наиболее значительные мощности встречены в эрозионных
врезах.
Коллекторская толща радаевско-бобриковских отложений представлена
песчано-алевролитовыми отложениями, составляющими единую гидроди-
намическую систему. В изучаемом разрезе выделяются четыре пласта, объе-
диняющихся на большей части территории в единый монолитный пласт, тол-
щиной в среднем не превышающей 4-6 м. Пористость коллектора изменяет-
ся от 10 до 30%, проницаемость может достигать 3—4мкм2. В зонах прогибов
Камеко-Кинельской системы (ККС) толщины коллекторов радаевско-боб-
риковских горизонтов достигают значительных величин (70 80 м) с заме-
щениями на очень коротких расстояниях.
Песчаные пласты тульского горизонта имеют широкое распространение.
Сложены они мелкозернистыми песчаниками и разнозерпистыми алевроли-
34
Раздел первый
тами. В составе продуктивных пластов выделяются четыре песчано-алевро-
литовых пласта С1-тл-1, С1-тл-2, С1-тл-3, С1-тл-4. Разделяющие пласты
пачки глинистых и глинисто-карбонатных пород выдержаны по площади и
их толщина, как правило, около 3 4 м. Наиболее широко распространен и
обладает хорошими коллекторскими свойствами пласт С1 -тл-2.
Покрышкой в третьем нефтегазоносном комплексе служат тульские гли-
ны. Толщина тульских карбонатно-глинистых отложений изменяется от 4 до
45 м. Региональное уменьшение толщины покрышки происходит в направ-
лении с юго-востока территории к осевым зонам Нижнекамского и Усть-
Черемшанского прогибов.
Продуктивные пласты представлены мономиперальными кварцевыми
песчаниками в различной степени алевролитовыми и алевролитами песча-
ными. Содержание кварца составляет 95-99% состава породы с небольшой
примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита, единичных зерен цир-
кона. Из аутигенных минералов — кальцит, пирит, реже гипс. С учетом раз-
мера зерен, сортировки, укладки, строения порового пространства, разви-
тия вторичных процессов выделены следующие типы пород (по данным
А.А.Губайдуллина, Е.А.Юдинцева):
I. Песчаники средне- и разнозернистые.
II. Песчаники мелкозернистые и их алевролитовые разности.
III. Алевролиты крупнозернистые песчаные.
IV. Алевролиты разнозернистые.
V. Песчаники и алевролиты уплотненные.
VI. Алевролиты глинистые, связанные взаимопереходными разностями.
Анализируя емкостно-фильтрационные свойства всех типов пород, нуж-
но отметить, что I, II и III типы образуют ipynny пород-коллекторов с высо-
кими коллекторскими свойствами, IV и V типы - группу пород коллекторов
с пониженными коллекторскими свойствами, VI тип — породы плотные,
с низкими коллекторскими свойствами.
Продуктивные пласты как бобриковского, так и тульского горизонтов
сложены всеми вышеописанными разностями пород. Соотношение выше-
описанных типов пород в продуктивных пластах определяет емкостно-филь-
трационные свойства отдельных пластов.
Пластовое давление в залежах бобриковско-тульских отложений нахо-
дится в соответ ствии с гидростатическим градиентом и равно 9,6-12,0 МПа.
Температура пласта изменяется в пределах 20-30°С. На сводовой части,
юго-восточном и северном склонах ЮТС она равна 20-25°С, постепенно
повышаясь в сторону Мелекесской впадины до 27-30°С.
Газонасыщенность нефти в тульско-бобриковских отложениях изменяет-
ся от 4 до 25-30 м3/т. Наиболее газонасыщены нефти юго-восточного, час-
тично западного склонов ЮТС и его сводовой части, т.е. на землях, где
покрышка над бобриковскими залежами достаточно мощная (8-20 м) и
Геологические основы применения методов повышения нефтсизвлечеиия
3 5
выдержанная по простиранию. На площадях северного склона ЮТС, вос-
точном борту Мелекесской впадины и СТС тульские отложения расщепля-
ются песчаными пластами. В связи с этим роль их как надежной покрышки
понижается, поэтому газонасыщевность нефти составляет всего 4-15 м’/т,
давление насыщения равно 6- 7 MI 1а.
Залежи нефти в пределах структур облекапия верхнефранских биогер-
мов имеют этаж нефтеносности до 90 м В сводах структур часто отмечается
отсутствие коллекторов. Преобладающий тин залежей - пластовый и струк-
турно-литологический.
В залежах нефти, контролируемых структурно-морфологическими фор-
мами песчаных тел (песчаные линзы, косы бары, структуры облекапия пес-
чаными пластами турпейских локальных поднятий с образованием самосто-
ятельных структур), преобладающий тип залежей - пластовый сводовый.
Залежи нефти в пределах тектонических структур (Бавлинская, Нурлатс-
кая, Куакбашская, район Усть-Икского вала и др.) имеют значительные раз-
меры и являются пластовыми сводовыми. Литологически экранированные
залежи нефти имеют незначительное распространение и вст речены в Мали-
новских отложениях осевых зон прогибов Камско-Кинельской системы, в
бобриковских и тульских отложениях - па площадях распространения ар-
гиллитового и песчано-аргиллитового типов разреза в пределах Восточного
Татарстана. Размеры небольшие. Дебиты нефти скважин из бобриковского
горизонта достигают 100 т/сут., в среднем составляя 8-15 т/сут.
В верхнетульских отложениях залежи нефти структурно-литологическо-
го типа встречены на землях северного и северо-западного склонов ЮТС.
Приурочены к структурам облекапия франских биогермов. Дебит скважин
6-20 т/сут.
Четвертый нефтегазоносный комплекс
В состав комплекса входят алексинские, намюр-серпуховские и баш-
кирские карбонатные отложения. Из алексинского горизонта притоки нефти
получены в пределах сводовой части ЮТС, Акташско-Новоелховской и
Черемшано-Ямашинской структурных зон и на Бавлинском месторожде-
нии. Нефтеироявления различной интенсивности отмечены практически на
всех структурных зонах западного склона ЮТС и па отдельных участках
восточного борта Мелекесской впадины. Нефтеносны здесь два пласта тре-
щиноватых известняков - Ал-I и Ал-П, разделенных пропластками и пачка-
ми глин и заглинизированпых карбонатных пород. Нефтенасыщенпая мощ-
ность пласта около 3 м.
В алексинских отложениях встречены литологически экранированные и
структурно-литологические залежи нефти. Первые из них наиболее продук-
36
Раздел первый
тивны. Дебиты нефти до 50 т/сут, плотность 0,91 -0,92 г/см3. Встречены они
частично на сводовой части и западном склоне ЮТС.
Пластово-сводовые залежи малодебитпы - 0,2-5 т/сут., размеры их не-
большие, контролируются структурами облекания биогермов, мощность
пластов до 4 м.
Основными в данном комплексе являются продуктивные пласты баш-
кирского яруса, представленные органогенными, реже органогенно-обло-
мочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломи-
тов. Выделяются три пласта. По характеру емкостно-фильтрационных свойств
породы-коллекторы относятся к поровому, трещинно-поровому и каверно-
во-гюровому типам. Общая эффективная толщина пластов-коллекторов до-
стигает 20 м, пористость - от 0,3 до 21%, проницаемость-до 0,400 мкм2.
Залежи нефти выявлены на восточном борту Мелекесской впадины, на
западном и южном склонах, в сводовой части ЮТС, менее распространены
на юго-восточном склоне СТС.
Купольная часть ЮТС составляет наиболее крупный узел пефтенакоп-
ления в среднем карбоне, хотя залежи здесь размешены крайне неравно-
мерно и весьма своеобразно. Наиболее крупная Куакбашская залежь при-
урочена к одноименному Куакбашскому валообразному поднятию разме-
ром 10 -15x45—55 км. Дебиты скважин составляют от0,1-0,5 до 10т/сут.
На землях, расположенных западнее Ново-Елховского месторождения,
залежи приурочены большей частью к локальным структурным ловушкам
размером от 0,6x1,0 до 2,5x7,0 км, амплитудой от 1—2 до 25-30 м. Боль-
шинство этих структурных форм развиты на биогермах. Встречаются ло-
вушки массивного типа. Общий этаж нефтеносности в них достигает иногда
больше 60 м, суммарная нефтенасыщенная толща пород-45м и более. При-
токи нефти изменяются от нескольких сот литров до 30-70 т/сут.
Плотность нефтей изменяется от 0,89 (Ойкино-Алтупинский участок) до
0,96 г/см3 (восточный бортМелекесской впадины).
Степень заполнения структур нефгью различна и колеблется от 10 до 95-
100%. Отмечается некоторое возрастание высоты залежей в направлении от
восточных земель западного склона ЮТС к Мелекесской впадине. При
высоте структур, превышающей мощность башкирских отложений, этаж
нефтеносности захватывает и намюрские отложения. Пластовые резервуары
в башкирском ярусе пользуются незначительным развитием. Башкирские и
намюрские пласты-коллекторы чаще образуют единую гидродинамическую
систему, характеризующуюся сложным строением, обусловленным зональ-
ным замещением коллекторов (Куакбашская, Новошешминская). Намеча-
ется общая тенденция уменьшения нефтенасыщенной мощности отложений
в направлении от крутых крыльев структур, сопряженных с прогибами и
флексурными уступами (зоны повышенной трещиноватости пород), к их
тыловым частям за счет неравномерного повышения ВНК залежей и заме-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
37
щения коллекторов. Газовый фактор нефти башкирско-намюрских отло-
жений — 15-18,4 м’/т. Температура пласта — 15-20°С. Пластовое давление
6-8 МПа.
Пятый нефтегазоносный комплекс
Продуктивные отложения верейского горизонта включают семь пластов.
Друг от друга и ог отложений башкирского яруса они отделены глинистыми
разделами, являющимися в ряде случаев надежными покрышками. Поэто-
му нередко ВНК башкирских и верейских залежей не совпадают. В струк-
турных ловушках, подвергшихся в верейское время эрозионным процес-
сам, верейские и башкирские отложепия оказались объединенными в еди-
ную гидродинамическую систему с общим ВНК залежей (Архангельская,
Екатериповская залежи).
Карбонатная толща верейского горизонта сложена органогенными, орга-
ногенно-детритовыми, зернистыми известняками с подчиненными прослоя-
ми доломитов. Процентное содержание всех разностей известняков и доло-
митов в разрезе увеличивается от сводов локальных структур к прогибам
между ними. В этом же направлении отмечается уменьшение пористости и
проницаемости пород. По характеру емкостно-фильтрационных свойств пла-
сты-коллекторы верейского горизонта относятся в основном к норовому
типу. Пористость пластов изменяется от 8-9 до 23%, проницаемость может
достигать 1,0 мкм2.
Покрышкой являются глинистые и гпинисто-карбонатные породы верей-
ского горизонта. Толщины пород флюидоупоров изменяются от 10 до 36 м.
Увеличение толщины глинистых пород-покрышек верейского горизонта про-
исходит закономерно с юго-востока на северо-запад.
Основными промышленными объектами в разрезе верейского горизонта
являются пласты Вр-1 и Вр-2 нефтенасыщеппой мощностью от 1,5 2,0 до
3,5 •4,5 м. Промышленная нефтеносность на отдельных участках установле-
на также в пластах Bp-За, Вр-Зб и Вр-Зв, отмечены нефтепроявления в верх-
ней пачке Вр-4, дебиты скважин достигают 15—30 т/сут.
На Ромашкинском месторождении в среднем карбоне самые крупные
залежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой части -
Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридиональном направ-
лении. По кровле верейского горизонта она имеет размеры 1,5—20,0 км с
амплитудой поднятия до 50—60 м, а отдельные поднятия имеют размеры от
1,5х2,5до2х9км. Этаж нефтеносности залежей достигает 80-100 м. Абсо-
лютные отметки ВНК составляют на южных участках - 545-547 м, а на се-
верных-530 м. В этом же направлении происходит ухудшение коллекторс-
ких свойств пород. На отдельных участках отложения башкирского яруса и
3 8
Раздел первый
иерейского горизонта отличаются чрезвычайной неоднородностью и невы-
держанностью по площади и разрезу.
В верейском горизонте продуктивными являются органогенно-обломоч-
ные известняки. Залежь пластово-сводовая. Пористость изменяется от 8,0
до 20,2%, нефтенасыщенность —0,52—0,86, проницаемость в среднем 0,035
мкм2, пефтепасыщепная толщина- 1,7 м, эффективная толщина —2,7. Осо-
бенностью верейской залежи является наличие в пределах ее продуктивной
площади значительного количества зон отсутствия коллекторов.
В структурных ловушках, осложненных верейскими «врезами», выпол-
ненными мощными толщами (30 м и более) песчаных коллекторов, все ве-
рейские пластовые резервуары и башкирские отложения оказались объеди-
ненными в единую гидродинамическую систему с общим ВПК (Усть-Ки-
чуйская, Екатериновская залежи).
Для нефтей верейского горизонта давление насыщения составляет в сред-
нем 0,8 МПа, газовый фактор - 4,1 м3/т, вязкость нефти в пластовых усло-
виях 41,6 мПа • с, плотность пластовой нефти — 876 кг/м3. Массовое содер-
жание серы составляет от 3,4% и выше, смол и асфальтенов-46,4%, пара-
финов - 4,1 %. Нефти верейско-башкирских отложений относятся к тяжелым
высокосернистым и высоковязким.
Шестой нефтегазоносный комплекс
К данному комплексу относятся каширско-гжельские карбонатные отло-
жения. Нефтеносность отложений каширского (пласты Кш-I-V) карбонат-
ного комплекса доказана па восточном борту Мелекесской впадины, на за-
падном и юго-восточном склонах ЮТС и СТС - па Чегодайской, Степпоо-
зерской, Николаевской, Южно-Нурлатской, Крым-Сарайской и других
структурах. По площади нефтепроявления щраничепы границами нефтенос-
ных земель по верейско-башкирским отложениям. Каширские отложения
повсеместно нефтеносны на восточном борту Мелекесской впадины, не-
сколько меньшим развитием пользуются залежи нефти на западном склоне
ЮТС. Пористость пород в вефтенасыщенной части разреза 10-18%, в от-
дельных образцах до 23,2-32,3%, проницаемость от 0,09-0,148 до 1,821 мкм2.
Притоки нефти 1,5-5 м3/сут. Залежи приурочены преимущественно к ло-
кальным поднятиям третьего порядка, характеризуются ограниченными раз-
мерами. Тип залежей пластово-сводовый или массивный. Плотность не-
фти колеблется от 0,9 до 0,934 г/см3, при содержании серы 3,4^4,6%, па-
рафина 3,5%.
Подольский горизонт нефтеносен па восточном борту Мелекесской впа-
дины. Нефтепроявления в процессе бурения по керну и грунтам установле-
ны на западном склоне Южного купола. Притоки нефти достигают 2,5 т/сут.
Плотность нефти 0,93 г/см3, содержание парафина 2,7%, серы 4,5%. Подия-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
39
тия, контролирующие залежи нефти, являются тектоническими (Куакбашс-
кая, Нурлатская, Елабужская и др.) и структурами облекапия франских био-
гермов (Николаевская, Черемуховская и др.). Нефтепроявления в мячковс-
ком горизонте и в верхнем карбоне (по керну, грунтам и газокаротажу) от-
мечены на землях восточного борта Мелекесской впадины и на западном
склоне ЮТС (Николаевская, Гарипская, Ивинская и другие структуры).
Седьмой битумоносный комплекс
Верхняя часть осадочной толщи, начиная с верхнего карбона по верхне-
казанские отложения включительно, содержит массовые скопления природ-
ных битумов (ПБ), которые представляют собой сильно окисленные, сверх-
высоковязкие (600-1 000 000 мПа с) нефти с высоким содержанием смол
(18-26%), асфальтенов (4,6-75%), серы (3,7-7,2%), практически не содер-
жащие легких фракций.
Исследования показали, что распределение битумов в пермской толще
подчинено тем же законам, что и распределение нефти в нижележащих го-
ризонтах. Массовые бигу монроя вления приурочены к коллекторам, экрани-
рованным в кровле глинистыми, глинисто-карбонатными или сульфатными
покрышками разной (от 2 до 60 м) мощности, причем масштабы распрост-
ранения битумов по площади находятся в тесной связи с выдержанностью
покрышки.
Залежи битумов контролируются ловушками сводового типа, которые
образуются поднятиями третьего и второго порядков современного струк-
турного плана пермских отложений (рис. 1.5). В пределах площади лову-
шек, как и для нефтяных залежей, намечаются поверхности раздела между
битумной и преимущественно водоносной частями резервуара, аналогич-
ные водонефтяпым контактам. В верхнем интервале доминирует, как прави-
ло, битумонасыщенность выше 50% к объему пор, нижний интервал харак-
теризуется довольно резким спадом битумонасыщенности - до 20-30% и
ниже, хотя и здесь прослоями отмечается битумонасыщенность до 80%.
Битумоносность отложений верхнего карбона Татарстана пока изучена
слабо.
В ассельском ярусе нижней перми битумы развиты более широко, чем
в верхнем карбоне. Территориально они приурочены к отдельным участ-
кам ЮТС (западный и юго-восточный склоны) и восточного борта Меле-
кесской впадины. Выявлено около 30 залежей битумов, приуроченных к
верхней и средней частям яруса. Залежи в основном пластового сводово-
го и массивного типов, контролируются локальными поднятиями неболь-
ших (331-6900 га) размеров. Мощность битумоносных пластов изменяется
от 2 до 63 м, в среднем по залежам - от 2 до 23,6 м. Битумонасыщенность
коллекторов в пределах залежи в среднем составляет 66% к объему пор.
40
Раздел первый
Визуально битумы ассельского яруса гудроповидные. Притоки жидкой не-
фти из пород ассельского яруса получены на Николашкипском месторож-
дении.
В сакмарских отложениях битумы встречены на всех площадях ЮТС,
восточном борту Мелекесской впадины и южной части Казанско-Кировс-
кого авлакогена. Выявлено 130 залежей ПБ. Они залегают в верхней и ниж-
ней частях яруса, представляют скопления пластового сводового и массив-
ного типов, в большинстве случаев контролируются локальными поднятия-
ми. В пределах Нурлатско-Аксубаевской, Урустамакской и других
структурных зон залежи ПБ контролируются группой локальных поднятий,
входящих в состав структур второго порядка. В отдельных случаях залежи
ассельского и сакмарского ярусов составляют единое целое. В ряде случа-
ев тесную связь с залежами сакмарского яруса имеют скопления ПБ в пес-
чаниках глинистой пачки шешминского горизонта.
Залежи ПБ сакмарского яруса в присводовой части ЮТС имеют гори-
зонтальные поверхности водобитумных контактов (ВБК), на склонах ЮТС
и восточном борту Мелекесской впадины наклонены с востока на запад в
направлении потока подземных вод. Мощность битумоносных пластов из-
меняется от 0,2 до 80 м, средняя битумонасыщенная мощность по залежам
колеблется в пределах 1,2-34 м. Битумонасыщенность коллекторов в пре-
делах залежей изменяется от 12 до 97%, но при развитой кавернозности
лабораторные определения отражают битумонасыщенность в основном меж-
каверновой части пород и, видимо, дают заниженные данные.
Плотность битумов сакмарского яруса по большинству определений со-
ставляет 1,017—1,027 г/см3, хотя на отдельных участках они более легкие
(Карасинская площадь - 0,985 г/см3, Коробковская площадь - 0,977 г/см3,
Николашкинское месторождение —0,896 г/см3). По консистенции (визуаль-
ной) они полужидкие, в 40% случаев описаны как нефти, в 49% — как биту-
мы и гудроны. Полусухие и твердые разности встречены в 5% случаев. ПБ
содержат от 66 до 88% масел, от 8,7 до 19,5% смол, от 3,3 до 14,1% ас-
фальтенов.
Артинские и ку> и урские отложения, развитые на крайнем востоке Татар-
стана, содержат незначительные скопления битумов пластового сводового
и литологически экранированного типов (33 залежи).
Восьмой битумоносный комплекс
Комплекс связан с песчаной пачкой шешминского горизонта уфимского
яруса. В нем установлено 58 месторождений ПБ, 45 из которых разведаны с
разной степенью детальности. Площадь распространения их ограничивается
юго-восточной частью Татарстана. Большинство извест ных залежей ПБ свя-
заны с присводовой частью и западным склоном ЮТС и с восточным бор-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
41
том Мелекесской впадины. На восточном и юго-восточном склонах ЮТС
пока выделены единичные залежи. Но это скорее результат слабой изучен-
ности, нежели геологическая закономерность. Во всяком случае, почти во
всех скважинах, где песчаная пачка проходилась с отбором керна, отмече-
ны битумопроявления различной интенсивности.
Залежи ПБ kohtpoj шруются локальными поднятиями, которые четко ото-
бражены в современном плане по кровле уфимского яруса. В отдельных
случаях намечается приуроченность их к группе локальных поднятий (Су-
гушлинское месторождение). Залежи ПБ - пластовые сводовые.
По материалам детально разведанных залежей битумов шешминского
горизонта отчетливо прослеживается сходство их строения с нефтяными
залежами. В их разрезах, как и в разрезах нефтяных залежей, по керну и
геофизике достаточно четко выделяются битумоносная, водобитумная и во-
доносная части резервуара. В пределах первой верхней части битумоносно-
го пласта около трети образцов имеют битумонасыщенность более 80% к
объему пор (7—12% и более к весу породы) Около трети образцов из ниж-
ней половины битумоносного пласта имеют битумонасыщенность 50—80%
(4-7% к весу породы). Битумонасыщенность ниже 50% к объему пор (ме-
нее 4% веса породы) в этой части разреза залежи встречается по пропласт-
кам обычно небольшой мощности и чаще в ее нижней половине.
Дебиты скважин изменяются от 50 л до 10-12 м3/сут. По консистенции би-
тум жидкий, плотность его 0,95-1,02 г/см3, вязкость от 300 до 63 000 мПа с.
Битумы шешминского горизонта содержат 51—75% масел, 12-36% смол,
4,6-17,5% асфальтенов, мощность битумоноспых пластов изменяется от 1 до
40 м, площади залежей - от 10 до 10 тыс.га
Девятый битумоносный комплекс
Этот битумопосный комплекс включает отложения нижпеказанского
подъяруса (верхнеспириферовый известняк, барбашинские слои, серии яд-
реный камень, слоистый камень) и нижнюю толщу верхнеказанского подъя-
руса. В кровле комплекс ограничивается сульфатной пачкой серии подбой.
К настоящему времени в рассматриваемой толще выделено около 40 зале-
жей ПБ с размерами от 90 до 28200 га. Материалы детально разведанных
залежей ПБ нижней толщи верхнеказанского подъяруса (Аканской, Аксу-
баевской и др.) подтверждают, что они контролируются структурными зо-
нами.
По лабораторным данным, битумонасыщенность пород в пределах зале-
жи изменяется от 1-2 до 12% к весу породы. Средняя битумонасыщенность
по залежам от 1,5 до 5,5% к весу породы. По консистенции битумы полу-
жидкие, плотность их изменяется от 0,941 до 1,048 г/см3, вязкость-от 4000
до 50 000 (мПа • с). Гудроновидные и твердые разности ПБ имеют ограни-
42
Раздел первый
ценное распространение. Они содержат от 31 до 68% масел, от 19 до 36%
смол, от 9 до 75% асфальтенов. Мощность битумопосных пластов изменя-
ется от 2-10 до 14-20 м. В 60 скважинах проводилось испытание пластов на
приток без какой-либо обработки призабойной зоны. В двух случаях пласт
оказался сухим, в остальных — получены притоки воды и пленки битума
(до 50 л/сут).
Десятый битумоносный комплекс
Десятый битумоносный комплекс включает отложения верхней пачки
верхнеказанского подъяруса (серии серый камень, шиханы, опоки, нодлуж-
ник, переходная толща). В нем выявлено более 30 залежей ПБ площадью от
213 до 14 000 га. Они контролируются структурами второго порядка-струк-
турными зонами, ступенчато осложняющими борта Мелекесской впадины и
Казанско-Кировского авлакогена. Залежи мпогопластовые, охватывают в
сводах поднятий весь разрез комплекса с единой для всей этой толщи по-
верхностью ВБК. Коллекторами являются гранулярные, каверповые, ооли-
товые и трещинные разности карбонатов, песчаники, алевролиты.
Пропитка битумом пород —от сплошной до слабопятпистой. Битумона-
сыщенность пород в залежах - от 1-2 до 10-12% к весу породы (от 25 до
95% к объему пор). Мощность битумоносных пластов изменяется от долей
метра до 8-26 м, средняя мощность но залежам - от 2 до 18 м.
1.3. Типовые разрезы основных продуктивных горизонтов палеозоя
Большое значение для понимания деталей геологического строения зале-
жей для целей рациональной разработки с последующим применением ме-
тодов увеличения нефтеизвлечения имеет типизация разрезов продуктивных
пластов.
В пашийском горизонте Ромашкинского месторождения исследователи
[13, 14, 15] выделяют три основных типовых разреза, отличающихся друг
от друга по литологии, коллекторским свойствам, толщине и другим пока-
зателям.
Первый тип занимает большую по площади центральную часть место-
рождения. Для данного разреза характерна наибольшая толщина (ЗО^15м),
присутствие практически всех пяти пластов горизонта Dp пестрый литоло-
гический состав, характеризующийся частым переслаиванием песчаников,
алевролитов и глинистых пород. Песчаники доминируют в нижней части
горизонта (пласты «г» и «д»), выше по разрезу содержание их заметно со-
кращается и наблюдается рост глинистости.
Второй тип разреза прослеживается в восточной части месторождения.
Для него характерно сокращение толщины нижних песчаных пластов «г» и
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
43
«д», а местами полное их выклинивание. Пласты «в» и «б» здесь редко
представлены песчаниками, чаще алевролитами и глинистыми породами или
выпадают из разреза и па пласты «г» и «д» сразу ложится пласт «а». Общая
толщина в этом типе разреза составляет 25-28 м.
11ереходный тип разреза встречается в виде отдельных участков на терри-
тории распространения первого типа разрезов. Этот тип разреза песет черты
как первого, так и второго типов, что выражается в промежуточных значе-
ниях толщин (30-32 м), песчанистости и глинистости. Для него характерно
частое переслаивание маломощных прослоев песчаников и алевролитов со
значительным содержанием глинистого материала по всему разрезу.
Среди описанных типов разреза в толще пашийского горизонта на раз-
ных уровнях встречаются «аномальные» разрезы, представленные монолит-
ной толщей песчаников, залегающих среди других терригенных пород. Тол-
щина этих песчаников колеблется от 5-6 до 10-15 м.
В тиманском горизонте на территории Татарстана исследователи выделя-
ют до пяти типов разрезов. В пределах Ромашкинского месторождения можно
выделить два типа разрезов. Первый занимает большую восточную часть
месторождения и представлен глинисто-карбонатным составом. Второй при-
урочен к западной части месторождения. Для второго типа разреза харак-
терно появление в средней его части алевролитов и песчаников (пласт Д()).
Граница перехода первого типа разреза во второй протягивается с северо-
востока на юго-запад через Сармановскую, Березовскую, Севере-Альметь-
евскую и Мипнибаевскую площади.
Типизацией разрезов турнейских и визейских образований геологи за-
нимаются давно, и к настоящему времени ими [16, 17, 18] выделено шесть
основных типов разрезов: акташский, билярский, саитовский (карбонатные);
сарайлипский (терригенный), кабык-куперский (карбонатно-терригенный)
и приказанский (карбонатный с существенной примесью терригенного ма-
териала) (рис. 1.6).
В современном структурном плане акташскому типу разреза соответствует
территория ЮТС, билярскому — его северный склон и восточный борт Ме-
лекесской впадины, саитовскому - краевые зоны названных структур. Са-
райлинский тип разреза развит на восточном склоне СТС и на территории
Мелекесской впадины. Кабык-куперский разрез, примыкая ксарайлинско-
му, занимает тот же склон СТС и приурочен к северным границам Респуб-
лики Татарстан. Приказанский разрез прослеживается на территории Севе-
ро-Татарского свода, Казанско-Кировского прогиба и па восточном склоне
Токмовского свода.
Изучая площадное распространение типовых разрезов турнейского яру-
са, можно видеть, что основной фон среди них образуют поля развития кар-
бонатных отложений. Значительную площадь занимают существенно терри-
генные (сарайлинский тип разреза) и лежащие на их продолжении фациаль-
44
Раздел первый
но сходные с ними карбонатно-терригенные (кабык-куперский тип разреза)
образования.
Карбонатный состав и величины мощностей билярского и саитовского
разрезов не противоречат условиям накопления их на склонах названных
структур. Карбонатно-терригенные разрезы кабык-куперского типа находятся
в полосе, прилегающей к области частичного, а за пределами Республики
Татарстазi полного отсутствия турпейских отложений. Осадки их формиро-
вались в непосредственной близости к району, где осадконакопление из-за
частых перерывов и размывов носило неустойчивый характер. Терриген-
ный состав и значительные величины мощностей позволили исследовате-
лям выделить на территории Волго-Уральской области Камеко-Кинельскую
систему прогибов.
На севере территории РТ по развитию преимущественно терригенных
образований фиксируется Нижнекамский прогиб, широтно простирающий-
ся от с.Булдырь на западе до г.Мензелинска на востоке. Этот прогиб, 11ротя-
женностью около 200 км, соединяется с аналогичными ему прогибами: Ак-
таныш-Чишминским на юго-востоке, Сарапульским на северо-востоке и
Можгинским на севере. Прогиб отделяез’ ЮТС от Северного и Удмуртского
выступов. Южная внутренняя бортовая зона прогиба трассируется по появ-
лению в разрезе турнейского яруса карбонатных пород резко увеличенной
мощности (саитовский тип разреза). Южная внешняя зона прогиба устанав-
ливается по резкому сокращению мощности всего яруса в целом. Ось Ниж-
некамского прогиба смешена к южному его борту, поэтому он имеет широ-
кую северную (кабык-куперский тип разреза) и узкую южную прибортовые
зоны (саитовский тип разреза).
Северо-западная внешняя зона Нижнекамского прогиба приурочена к
восточному обрамлению Северо-Татарского свода и трассируется по рез-
кому сокращению мощности турнейского яруса в целом. На юго-западе РТ
по развитию преимущественно терригенных отложений фиксируется Усть-
Черемшанский прогиб, который отделяет Токмовский свод от ЮТС. Вос-
точный борт Усть-Черемшанского прогиба так же, как и южный борз Ниж-
некамского прогиба, представлен билярским и саитовским типами разреза.
Ось прогиба испытывает региональное погружение с севера на юг.
Западную внешнюю границу прогиба, очевидно, необходимо проводить
по линии, обрамляющей Карлинский «залив» с севера и запада и уходящей
па юг по восточному склону Токмовского свода.
По характеру распространения визейских терригенных образований вид-
но, что наиболее полные и мощные разрезы приурочены к сарайлинскому
типу. Отличительной чертой этого типа разреза является значительное содер-
жание прослоев песчано-алевролитового материала и большая -до 300 м -
мощность. В зоне развития кабык-куперского и саитовского типов полнота
и мощность визейских отложений сокращается до 90 м, на территории рас-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
45
пространения акташского и билярского типов разрезов мощность их еще
больше уменьшается и составляет около 30 м, а в составе горизонтов иног-
да начинают преобладать алевролитовые разности. На территории приказан-
ского типа большая часть визейских образований отсутствует и на размы-
тую поверхность турнейского яруса ложатся тульские или даже алексипс-
кие образования.
В отложениях башкирского яруса по полноте разреза можно наметить
три типа разрезов. Первый пользуется распрос транением на территории быв-
шего Нижнекамского и Усть-Черемшанского прогибов. Для него характер-
ны повышенная до 50 м толщина и наличие в разрезе фаунистически обо-
снованных прикамского, черемшанского и мелекесского горизонтов. Пред-
ставлен разрез известняками органогенными, микрозернистыми, часто
брекчиевидными с прослоями мергелей и глин.
Второй развит на северо-западе Татарстана и в тектоническом отношении
приурочен к восточному склону Токмовского свода и Казанско-Кировско-
му прогибу. Отличается он незначительной толщиной 4-1 Оми наличием в
разрезе только одного фаунистически обоснованного черемшанского гори-
зонта. Представлен разрез органогенно-обломочными и мелкозернистыми
известняками. В ряде скважин в подошве горизонта встречаются брекчии,
гальки и конгломераты. Известняки имеют светло-серую, розовато-серую,
буровато-красную окраску с налетом железистых красно-фиолетовых глин
Третий тип распространен на всей остальной территории Татарстана. Для
него типична средняя толщина около 30 м, представлен разрез двумя фаупис-
тически обоснованными прикамским и черемшанским горизонтами. Литоло-
। ический состав их такой же, что и в первом типе разреза, но в основании
довольно часто залегает 2-3-метровый прослой зеленых и слюдистых глин.
Верейский горизонт по литологическим особенностям делится на две
части: нижнюю - преимущественно карбонатную и верхнюю - карбонатно-
терригенную. Территориально разрезы Верейского горизонта изменяются: в
западной части Татарстана разрез становится более глинистым, в восточном
и юго-восточном направлении в разрезе больше появляется карбонатных
пород, представленных известняками и тонкими прослоями доломитов.
Вышеназванные типы разрезов отражают современное с троение и усло-
вия залегания продуктивных толщ и не отражают условия их нако!тления и
дальнейшего развития. Для более глубокого понимания процессов разра-
ботки, особенно в наиболее сложной поздней стадии, недостаточно знать
только современное строение продуктивных пластов, а необходимо изуче-
ние соотношений пород разного генезиса. Это приводит к необходимости
изучения фаций. В нашем случае для понимания процессов разработки из
многочисленных определений следует остановиться на следующем опреде-
лении: «фация—это совокупность генетических признаков породы и восста-
новленная по этим признакам физико-географическая обстановка ее накопле-
46
Раздел первый
ния» [ 19,20]. Типовые фации, отражающие сходные, но не идентичные усло-
вия осадконакопления, в работе [21] объединяются в комплексы. В той же
работе приведены генетические классификации основных региональных неф-
теносных горизонтов девона и карбона Татарстана и сводная классификация.
В разных частях разреза и в одних и тех же горизонтах палеозоя преобла-
дающими являются различные фации. Так, в нижней части пашийского го-
ризонта па сводовой части ЮТС преобладают аллювиальные отложения,
выше, в средней части — фации лагун, заливов и пляжа, а в верхней части
горизонта фации прибрежно-морского мелководья на юге и юго-востоке по
направлению на север и северо-запад сменяются фациями пляжа и далее -
фациями аллювиального генезиса. Все это характеризует сложность обста-
новки первичного осадконакопления и дальнейшего преобразования накоп-
ленного материала. Поэтому все вопросы, связанные с фациями, требуют
дальнейших, более детальных исследований [21]. Необходимость этого дик-
туется не только и не столько вопросами поисков залежей, но, в первую
очередь, более полным пониманием процессов разработки с целью повы-
шения их эффективности и увеличения нефтеизвлечения.
1.4. Гидрогеологические условия палеозойских отложений
В разрезе палеозойских и более древних отложений Татарстана но лито-
лого-стратиграфическим признакам и наличию региональных водоупоров
выделяются девять водоносных комплексов: архейско-протерозойский, тер-
ригенный рифейско-вепдский, терригенный среднего и верхнего девона,
карбонатный верхнего девона и турнейского яруса, терригенный комплекс
Малиновского и яснополянского надгоризоптов, карбонатный комплекс ок-
ско-серпуховских, намюрских и башкирских отложений, терригенно-кар-
бонатный верейских отложений, карбонатный комплекс среднего и верхне-
го карбона и нижней перми, карбонатно-терригенный комплекс верхней пер-
ми [22, 23, 24, 25].
В разрезе палеозойских и более древних отложений Татарстана выделя-
ются три гидрохимические зоны: хлоридных, сульфатных и гидрокарбонат-
ных вод. Зона хлоридных вод имеет наибольшую мощность, она охватывает
водоносные комплексы архейско-протерозойских, рифейско-вендских, де-
вонских и каменноугольных отложений. Верхняя ее граница в зависимости
от условий питания и разгрузки водоносных комплексов в пределах ЮТС
опускается до нижпекаменноугольных отложений, а в окружающих свод
впадинах поднимается до верхнепермских отложений. В долинах рек Камы
и Волги, в устье р.Белой хлоридные воды встречаются часто в верхнеперм-
ских отложениях, под аллювиальными четвертичными отложениями поймы.
Зона сульфатных вод в пределах ЮТС распространяется от намюрских
до уфимских отложений. В Мелекесской впадине она приурочена к верх-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
47
непермским отложениям. В долинах рек Камы, Волги, Белой мощность этой
зоны резко сокращается, иногда до полного выклинивания.
Зона гидрокарбопатных вод имеет наибольшую мощность (до 200 м) в
пределах ЮТС. Опа охватывает отложения верхней перми, иногда кровлю
нижпепермских отложений (Шугурово, Александровка, Калейкино и др.).
В остальных районах мощность ее сокращается до 80 м. Выделяются следу-
ющие водоносные комплексы.
1. Подземные воды в архейско-протерозойских породах кристалличес-
кого фундамента вскрыты сверхглубокими скважинами 20000 (Ромашкин-
ская) и 20009 (Ново-Елховская). Испытания в основном проводились в сква-
жине 20000 в 1976 1977гг. Наиболее значительный приток воды был полу-
чен в интервале глубин 4703 -5099 м (2819 3215 м от поверхности
фундамента). Дебит скважины составил 66 и 125 м3/сут при динамических
уровнях соответственно па глубине 1030 и 1488 м. Статический уровень
установлен на глубине 500-510 м (абсолютные отметки — минус 174т 184 м).
Из других интервалов испытаний были получены небольшие притоки воды
(от 0,9 до 6 м3/сут). Подземные воды архейско-протерозойского водонос-
ного комплекса имеют минерализацию до 287-299 г/л, а по составу являют-
ся хлоридпо-кальциевыми рассолами с содержанием (г/л)‘ кальция - 85-
94; натрия - до 12-19. Содержание йода- 8—9 мг/л, брома 1600 1930 мг/л.
Гидрохимические коэффициенты изменяются: С1/Вг-от96до 113,Na/Cl-
от 0,08 до 0,16. Содержание сульфатов незначительно —0,4-2,2 мг-экв/л.
Газовый состав архейско-протерозойского водоносного комплекса изу-
чен по скв.20000 Миппибаевской площади. Воды из интервала 4703 5099м
имеют газонасыщенность 450 см3/л, по составу газ метапово-азотный, со-
держит (%): азот - 67,2-76,9; метай - 11,0-14,6; тяжелые углеводороды -
до 5; гелий - до 5,4—7%; аргон 1,4% Отмечается некоторый рост содер-
жания углеводородных газов вверх по разрезу - до 580 см3/л, а содержа-
ние метана до 27-30%. В скважине 20009 опробования начались в 2004г.
2. Терригенный комплекс рифейско-вендских отложений распространен
на юго-востоке (Бавлинский район) и северо-востоке республики (Мензе-
лино-Актапышский район). В Бавлинском районе, где мощность комплекса
оценивается в 800-900 м, испытывалось на приток несколько скважин. Во-
доносными оказались песчаники серафимовской, леонидовской и нижнека-
ировской свит Дебиты скважин колеблются в широких пределах: от менее
2м3/сут (скв. 191 Урустамакская) до 60 м3/сут (скв.Сулинская). Восстанов-
ление уровня происходит очень медленно (1—2 месяца). Статический уро-
вень установлен по скв.7 Сулинской площади на отметке —27 м, по скв. 191
Урустамакской на отметке -8,4 м.
Подземные воды комплекса и терригенного девона близки по своим свой-
ствам и представляют хлоркальциевые (по В.А.Сулину) рассолы. Общая
48
Раздел первый
минерализация изменяется от 230 до 290 г/л. Подземные воды комплекса
отличаются o r вод терригенного девона более высоким содержанием каль-
ция (26-34 г/л) и брома (1000-1400 мг/л).
Газонасыщенность вод изменяется от 90 до 340 см3/л. По составу газ
метаново-азотный или азотно-метановый. Содержание метана изменяется от
39,7 до 62,8%, содержание тяжелых углеводородов достигает 10%.
3. Терригенный комплекс среднего и верхнего девона характеризуется в
целом высокой водообильиостыо. Водоносны песчаные пласты от Дх, до Д().
Они образуют единую гидродинамическую систему, поскольку разделяю-
щие их глинистые разделы маломощны и не выдержаны по простиранию.
Региональным верхним водоупором служат кыновско-саргаевские аргил-
литы и глинистые известняки. В зависимости от мощности и коллекторских
свойств пластов дебиты скважин при динамическом уровне 400-800 м со-
ставляют: на ЮТС от 26 до 211 м3/сут, на СТС 30-46 м3/сут, Казанско-Ки-
ровском авлакогене до 220-250 м3/сут. Статический уровень устанавливает-
ся на отметках от 1—2 до 28—40 м. Более низкие отметки наблюдаются в
Мелекесской впадине.
В водоносном комплексе терригенного девона коэффициент метаморфи-
зации вод Cl - Na/Mg изменяется от 4 до 5,6. При колебании общей минера-
лизации вод в небольших пределах наблюдается увеличение величины ко-
эффициента метаморфизации и уменьшение гидрохимического коэффици-
ента Na/Cl от 0,7 до 0,5 в направлении окружающих Татарский свод впадин.
Подземные воды характеризуются низкой сульфатностью, что свидетельству-
ет о гидрогеологической закрытости недр. На большей части территории
содержание сульфат-ионов не превышает 1-1,5 мг/экв/л, часто они не обна-
руживаются совсем. Отдельными пятнами па общем фоне встречаются уча-
стки с содержанием сульфатов до 3,0 мг/экв/л. Установлено снижение суль-
фатпости вод по мере приближения к нефтяным залежам.
Содержание аммония в подземных водах терригенного девона возраста-
ет с севера на юг и с запада па восток. Самое низкое содержание его (80-
100 мг/л) отмечено на северо-востоке республики, на вершине ЮТС и его
западном склоне увеличивается до 150-200 мг/л, на крайнем юго-востоке в
Бавлинском районе достигает 200—300 мг/л.
Из других компонентов наиболее изучено содержание брома и йода. Со-
держание брома увеличивается с севера на юг с 600-700 до 1400 мг/л.
Содержание йода колеблется в пределах 8—10 мг/л. Содержание остальных
микрокомпопептов (мг/л): бора-до 12-13, бария —до 100, стронция — от
370 до 440. В микробиологическом отношении воды бедны микрофлорой.
Температура пластовых вод 33—45°С.
Газовый состав подземных вод терригенного комплекса девона изучен
лучше всего, что позволило наметить определенную зональность. Азотный
тип газа характерен для подземных вод терригенного девона Казанско-Ки-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
49
ровского авлакогена, метаново-азотный-для западного бортаМелекесской
впадины и юго-восточного склона СТС, азотно-метаповый - для ЮТС и его
склонов, преимущественно метановый — для юго-восточного склона ЮТС.
В этом направлении увеличиваются газовый фактор, давление насыщения,
содержание углеводородов.
В водоносном комплексе терригенной толщи девона содержание ОВ
изучено в основном по пашийско-кыновским отложениям. В региональ-
ном плане отмечаются изменения в содержании общего углерода (мг/л):
ЮТС — 52—86, Мелекесская впадина-49-106, Казанско-Кировский авла-
коген — 37—80. Отмечается зависимость содержания ОВ от расстояния до
нефтяных залежей. Ореол влияния залежей около 1,0—1,5 км. Фоновые кон-
центрации битумного углерода составляют 0,3—0,4 мг/л. Аномальные значе-
ния, вызванные приближением к залежи, возрастают до 0,5 3,0 мг/л. Фоно-
вые значения йодатной окисляемости — 1—2 мг/л, аномальные—до3-35 мг/л.
Фоновые концентрации фенолов — 0,2—0,3 мг/л, аномальные-0,5 мг/л.
4. Карбонатный комплекс верхнего девона и турнейского яруса включает
водоносные горизонты, приуроченные к иористо-каверпозным грещинно-
карстовым карбонатным породам, которые чередуются с плотными разно-
стями. Верхним водоупором служат аргиллиты Малиновского надгоризон-
та. Водообилыюсть пластов резко изменяется как по площади, так и по раз-
резу. В доманиковом горизонте (скв.407 Свияжской и скв.4443 Азнакаевской
площадей) дебит скважин не превышает 2 м3/сут при динамическом уровне
800 м. В мендымском горизонте наряду с небольшими притоками в скв. 407
Свияжской площади (Казанско-Кировский авлакоген) получено 850 м3/сут
воды. Из верхнефранских отложений на Мензелинской (скв.28), Сулипской
(скв.53), Лениногорской (скв.3543) и других площадях дебиты скважин не
превышают40 м3/сут. Водообилыюсть фаменских отложений характеризу-
ется дебитами скважин от 2 до 850 м3/сут, чаще всего 10—20 м3/сут.
Примерно такой же водообильностью характеризуются турпейские отло-
жения. Опробование водоносных горизонтов на СТС и ЮТС показало, что
дебит скважин не превышает 10-20 м3/сут при понижении уровня на 500-
900 м от устья скважин. В осевой зоне прогибов Камско-Кинельской систе-
мы турпейский ярус, сложенный аргиллитами и глинистыми мергелями,
значительно менее водообилен. На восточном склоне Токмовского свода
(скв.425 Кищакипской площади) и в осевой зоне Казанско-Кировского ав-
лакогена (скв.407 Свияжской площади) дебиты достигают 150—412 м3/сут.
Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках 12—22 м, по-
нижаясь от сводов к впадинам. На восточном склоне Токмовского свода
отметки уровня достигают 33-88 м.
Подземные воды карбонатного девона по химическому составу относятся
к хлоркальциевому типу. Общая минерализация их составляет 245—255 г/л.
Содержание микрокомпонептов (мг/л): йод — от 8 до 11; бром — 400—500;
50
Раздел первым
бор - от 20 до 40, аммоний - до 600, стронций - от 250 до 300. В водах
карбонатных отложений восточной части Татарстана появляется сероводо-
род - до 6 7 мг/л.
Подземные воды турпейских отложений по своим физико-химическим
свойствам близки к водам карбонатных отложений девона. Общая минера-
лизация их 220-250 г/л. Рост минерализации и коэффициента метаморфиза-
ции (Cl-Na: Mg) до 3,5 происходит в сторону Камско-Кинельской системы
прогибов и окружающих ЮТС впадин. Из микрокомпонентов в водах со-
держится (мг/л): йод - от 5 до 11, бром - от 400 до 600, в значительных
концентрациях присутствует сероводород. Минимальные содержания йода
и аммония приурочены к западному борту Мелекесской и Казанско-Киров-
ской впадине.
Содержание сульфат-ионов в подземных водах турнейского яруса из-
меняется от 2,0 до 25 мг/экв/л при общем фоновом содержании от 10 до
24 мг/экв/л.
Для карбонатных отложений девона отсутствует четко выраженная реги-
ональная газохимическая зональность подземных вод. Газонасыщенность
не превышает 350 смУл. На землях с доказанной нефтеносностью встреча-
ются все типы воднорастворенных газов. Азотно-метановые и метано-азот-
ные газы приурочены только к водам нефтеносных структур и их распрост-
ранение о!рапичено размерами структур. «Пустые» струк туры характеризу-
ются азотным типом воднорастворенного газа. Газовый состав вод западной
части Татарстана представлен азотом. Для подземных вод турнейского яру-
са, особенно в верхней его части, наблюдается региональная закономер-
ность изменения газового состава. Это обусловлено наличием регионально-
го водоупора нижпемалиновских отложений. Зона метано-азотных газов в
водах охватывает сводовую часть Южного купола Татарского свода и его
юго-восточный склон. Газонасыщенность вод достигает в отдельных слу-
чаях 550 смУл, содержание углеводородов 30-85%, этана и высших - до
30%. На остальной территории газовый состав подземных вод преимуще-
ственно азотный.
Подземные воды карбонатного девона не обнаруживают какой-либо ре-
гиональной закономерности в содержании ОВ. Содержание общего углеро-
да по 32 пробам колеблется от 18 до 89 мг/л, в локальном плане установле-
на связь с нефтеносностью структур по йодатной окисляемости и фенолам.
В подземных водах турнейского яруса содержание общего органическо-
го углерода колеблет ся от 14 до 105 мг/л. Установлена связь с нефтеносно-
стью с труктур для йодатной окисляемост и и фенолов. Аномальные 31 гачения
йодатной окисляемости составляют 1,5 -8 мг/л, фоновые — 1,0-1,3 мг/л.
Аномальные концентрации фенолов 1,2-3,0 мг/л, фоновые не превышают 0,3-
0,4 мг/л. Вниз по разрезу от ВПК влияние залежи по содержанию ОВ в водах
чувствуется хорошо, если в разрезе не встречены водоупорные породы.
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
51
5. В терригенном комплексе Малиновского и яснополянского надгори-
зонтов подземные воды приурочены к песчаникам и алевролитам радаев-
ского, бобриковского и тульского горизонтов. Верхним водоупором слу-
жат плотные карбонаты и глины тульского горизонта. В Камско-Кипельс-
кой системе прогибов, где имеются мощные толщи песчаников, дебит воды
в скв. 28 Мензелинской площади составил 850 м’/сут при понижении уров-
ня па 48 м от устья, а в скв. 12 Бугровской площади - 84 м3/сут при динами-
ческом уровне 130 м от устья скважины. Статические уровни устанавлива-
ются па абсолютных отметках 18-27 м.
11одземные воды нижпевизейского терригенного комплекса по иоппо-
солевому составу— хлоркальциевого типа. Общая минерализация состав-
ляет 200-279 г/л. Наименее минерализованные воды приурочены к ЮТС
(236-245 г/л) и СТС (248-257 г/л). В Камско-Кинельской системе прогибов
общая минерализация вод составляет 260-279 г/л, в этом же направлении
уменьшается отношение натрия к хлору с 0,8 до 0,76.
По содержанию сульфат-иопов подземные воды этого комплекса мало
отличаются от вод турнейского яруса. Отмечено, что по мере приближения
к залежи содержание сульфат-иопов падает в 1,5-2,0 раза. Влияние залежи
сказывается на расстоянии 0,5—0,7 км.
В водоносном комплексе терригенной толщи нижнего карбона содержа-
ние общего органического углерода изменяется от 34 до 94 мг/л. Влияние
нефзяпых залежей па содержание углерода битумной фракции, иодатпой окис-
ляемости и фенолов летучих форм сказывается на расстоянии 500-600 м.
Фоновые концентрации битумного углерода составляют до 0,5 мг/л, ано-
мальные— 0,5-2,7 мг/л. Фоновые значения йодатной окисляемости 0,7-
1,0 мг/л, аномальные- более 1,5 мг/л. Фоновые содержания фенолов лету-
чих 0,3-0,4 мг/л, аномальные - от 0,4 до 2,0 мг/л.
6. Водоносный комплекс визейских, намюрских и башкирских отложе-
ний приурочен к пористо-кавернозным, трещиноватым, выщелоченным из-
вестнякам и доломитам, разделенным плотными породами. Верхним водо-
упором служат глины и аргиллиты башкирского яруса и нижней части Ве-
рейского горизонта. Водообильность горизонтов крайне неравномерна, но в
целом высокая. В скв.3543 Лениногорской площади из окско-серпуховс-
ких отложений получено 90 м3/сут воды при динамическом уровне 500 м,
статический уровень - на абсолютной отметке + 65 м.
В карбонатном комплексе визейско-намюрско-башкирских отложений
начинается смена хлоридных вод на сульфатные. Подземные воды комплек-
са на всей исследуемой территории, за исключением Шугуровского района,
характеризуются как хлоридно-нагриевые. Общая минерализация вод в зак-
рытых гидрогеологических районах достигает 250 г/л. В водах этих отложе-
ний фиксируется высокое содержание микрокомпонентов (мг/л): йода -11,1;
брома 413; аммония - 198. В микробиологическом составе отмечены бак-
52
Раздел первый
терии, использующие углеводороды. Содержание сульфат-ионов не превы-
шает 21—27 мг-экв/л.
7. Терригенпо-карбонатный комплекс верейского горизонта характери-
зуется обычно невысокими дебитами скважин - 5-10 м3/сут при динами-
ческом уровне 500-900 м. Верхним водоупором служат глины в кровле
верейских отложений. Комплекс па всей территории также обладает хло-
ридно-натриевым составом вод, за исключением Шугуровского района, где
встречены сульфатно-натриевые воды с минерализацией до 10-20 г/л. В
других районах республики минерализация вод увеличивается до 220 г/л.
Рост минерализации подземных вод наблюдается со стороны ЮТС и СТС, а
также со стороны Токмовского свода к центральной части Мелекесской
впадины. В этих же направлениях уменьшается величина отношения на-
трия к хлору от 0,9 до 0,75, а также содержание сульфатов от 60-100 до 10-
20 мг-экв/л. Микрокомпонентный состав, изученный на Нурлатской площа-
ди, представлен (мг/л): йодом — 5,7-8,9; бромом - 380-530; бором — 5,5-
31,8, сероводородом - до 593.
На западном склоне ЮТС и восточном борту Мелекесской впадины
содержание общего углерода в воде изменяется от 22 до 77 мг/л, что не-
сколько ниже, чем в предыдущих водоносных комплексах. Углерод би-
тумной фракции, йодатная окисляемость и фенол летучий обнаруживают
связь с нефтеносностью локальных структур. Фоновые концентрации би-
тумного углерода 0,5-1,0 мг/л, аномальные-3,6—4,7 мг/л. Фоновые значе-
ния йодатной окисляемости 1,3- 2,0 мг/л и менее, аномальные - 2,0-10 мг/л.
Фоновые концентрации летучих фенолов 0,3—0,4 мг/л, аномальные - от 0,5
до 2,2 мг/л и более.
8. Карбонатный комплекс среднего и верхнего карбона и нижней перми
включает несколько водоносных горизонтов, приуроченных к пористо-ка-
вернозным, трещиноватым и закарстованным известнякам и доломитам. Они
разделяются прослоями плотных карбонатных пород. Верхним водоупором
служат глины в подошве уфимского и казанского ярусов верхней перми.
Комплекс характеризуется высокой водообильностыо.
В пределах ЮТС все водоносные горизонты нижней перми содержат
сульфатные воды смешанного типа. Минерализация их составляет 3—5 г/л,
содержание сульфатов 40-60 мг-экв/л. Из микрокомпонентов содержатся
(мг/л): бром - от 0,2 до 11, аммоний - от 0,2 до 9, йод - до 0,3. На участках
распространения битумов присутствует сероводород до 8—10 мг/л.
Газовый состав подземных вод в отложениях среднего, верхнего карбо-
на и нижней перми изучен плохо. В башкирском ярусе и верейском гори-
зонте общая газон асы щен н ость вод составляет 90-170 см3/л, в составе газа
преобладает азот. Углеводородные газы вст речаются вблизи нефтяных мес-
торождений, на Южном куполе (от 1 до 15%).
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
53
9. Карбонатно-терригенный комплекс верхнепермских отложений вклю-
чает несколько водоносных горизонтов в песчаниках и карбонатных поро-
дах уфимского, казанского и татарского ярусов. На ЮТС и СТС по доли-
нам рек эти водоносные горизонты (включая уфимский) выходя!' в виде
многочисленных источников. Наибольшей водообилыюстыо отличается во-
доносный горизонт, приуроченный к известнякам нижнеказанского подъя-
руса. Дебиты родников иногда достигают 1,7 тыс. м’/сут. Наименьшей водо-
обилыюстыо характеризуются песчаники уфимского яруса. Источники из
этого горизонта редки и малодебитны.
Дебиты водозаборных скважин достигают 500 700 м’/сут. Пьезометри-
ческие уровни водоносных горизонтов закономерно снижаются ог водораз-
делов к долинам рек. С погружением верхпепермских пород от Южного
купола Татарского свода в сторону Мелекесской впадины водообильность
горизонтов снижается.
Зона гидрокарбонатпых вод охватывает водоносные горизонты верхне-
пермских отложений. В пределах Татарского свода эти отложения содержат
преимущественно пресные гидро карбонатно-кальциевые воды с минерализа-
цией до 1 г/л. На западном склоне ЮТС па участках распространения ПБ в
шешминском горизонте уфимского яруса вс тречены солоноватые гидрокар-
бонатно-пагриевые (содовые) воды с минерализацией 3-5 г/л. Они содержат
(мг/л): бром — от 0,3 до 0,6, аммоний — до 10, сероводород - до 400-600.
Глава 2
ОБЩАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА
И ИХ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ
Надо уметь ценить хорошее и оценивать плохое.
Илья Шевелев
Истина и полезность - суть одно. Практика
залог истины.
Френсис Бэкон
Многочисленными исследованиями доказано существенное влияние осо-
бенностей геологического строения залежей на эффективность проектируе-
мых систем разработки. Оттого, насколько достоверны наши представле-
ния о геологическом строении залежей, в основном зависят правильность
выбора систем разработки, эффективность эксплуат ации объекта и в конеч-
ном итоге нефтеотдача пластов.
54
Раздел первый
Геолого-физические факторы, влияющие на эффект ивность разработки,
очень многочисленны-это зональная и послойная неоднородность пластов,
их расчлененность, толщина, проницаемость, литологический состав и тип
коллектора, состав и тип цемента, нефтенасыщенность пластов, физико-хи-
мические свойства жидкостей и газов, условия залегания пластов, режим
залежей и т.д. Такое многообразие факторов весьма осложняет геолого-
промысловую классификацию залежей, так как из большого числа призна-
ков очень трудно выбрать основные, которыми можно пользоваться в прак-
тической работе.
Таким признаком, по нашим представлениям, может служить структура
(качество) запасов нефти. Используя этот признак, мы составили геолого-
промысловую классификацию залежей и месторождений нефти (рис.2.1) [26].
Этой классификацией можно пользоваться в научных и практических
целях. В течение 30-40 лет среди нефтяников прочно укоренились такие
понятия, как активные (некоторые называют их благоприятными для из-
влечения) и трудпоизвлекаемые запасы нефти. Такое деление объясняется
совершенно различным характером выработки залежей на различных ста-
диях разработ ки и особенно различиями в конечных коэффициентах неф-
теотдачи. А это, в свою очередь, зависит от особенностей геологического
отроения залежей.
Под активными обычно понимаются запасы залежей нефти, при разра-
ботке которых традиционными методами (искусственный режим поддержа-
ния пластового давления или природный активный водонапорный режим)
обеспечиваются высокие темпы отбора и высокая нефтеотдача. К этой груп-
пе в условиях Волго-Уральской НГП можно отнести подавляющую часть
запасов залежей пластового сводового, экранированного типов с краевой
водой и липзовидных безводных залежей терригенного девона и нижнего
карбона, а также массивных залежей рифогенного генезиса, содержащих
нефти с вязкостью в пластовых условиях менее 10 мПа с. Темпы разработ-
ки таких залежей обычно более 5-6% от начальных извлекаемых запасов в
год, а нефтеотдача — более 40-50%.
К грудноизвлекаемым относятся запасы залежей нефти, которые при при-
менении традиционных методов (малоэффективные природные режимы и
стационарное заводнение) вырабатываются низкими темпами, с низкой ко-
нечной нефтеотдачей. Эта ipynna в рассматриваемых условиях включает
запасы залежей с повышенной (10-30 м! 1а • с) и высокой вязкостью и мало-
вязких нефтей в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекто-
рах, а также водонефтяных пластах с небольшой (менее 3 м) нефтенасы-
щенной толщиной и незначительной долей нефтяной части пласта к общей
толщине коллектора. Темпы разработ ки залежей с трудноизвлекаемыми за-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
55
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ
Высокопродуктивные Малоэффективные
(АЗН 65% и более) (З'ЗН 65% и более)
Условные обозначения:
АЗН - активные запасы нефти
ТЗН — трудноизвлекаемые запасы нефти
ВПК - высокопроницаемые коллекторы
НПК - низкопроницаемые коллекторы
МВН - маловязкие нефти до 10 мПа - с
ПВН - повышенной вязкости нефти 10-30 мПа - с
ВН - вязкие нефти 30-60 мПа с
ВВН - высоковязкие нефти более 60 мПа с
ГНЗ - газонефтяная зона
ВНЗ - водонефтяная зона
Рис. 2.1. Геолого-промысловая классификация нефтяных залежей
и месторождений (Р.Х.Муслимов)
56
Раздел первый
пасами при одинаковых системах разработки ниже, чем залежей с активны-
ми запасами, а нефтеотдача обычно не превышает 20-30%. В других геоло-
гических условиях к трудноизвлекаемым могут быть отнесены запасы под-
газовых частей залежи со сравнительно небольшой нефтенасыщепной тол-
щиной коллектора (месторождение Тролл в Северном море), запасы в
литологически изменчивых глинистых коллекторах своеобразных текстур-
ных форм (пласт АВ1'2 «рябчик» Самотлора), пласты с ухудшенными кол-
лекторскими свойствами и низкой продуктивностью Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции (глинистые коллекторы баженовской свиты, от-
ложения ачимовской пачки, представляющие собой частое переслаивание
невыдержанных песчаников и плотных пород небольшой толщины, глинис-
то-алевролитовые пласты на ряде месторождений). Все эти категории плас-
тов объединяет общее - ухудшенные коллекторские свойства, крайне высо-
кая неоднородность и низкая продуктивность. К грудноизвлекаемым можно
отнести и залежи с низкой нефтенасыщенностыо пластов (менее 0,4). Таким
образом, набор геолого-физических характеристик залежей для отнесения
их к категории трудноизвлекаемых может быть различным для различных
нефтегазоносных провинций и даже дифференцироваться по отдельным их
частям. Но общим для всех являются низкая продуктивность, обусловлен-
ная особенностями геологического строения.
По принятому нами критерию - структуре запасов - можно выделить
две основные группы залежей: первая, содержащая преимущественно ак-
тивные-АЗН (доля активных запасов более 65%), и вторая - содержащая
преимущественно трудноизвлекаемые запасы нефти - ТЗН (доля трудно-
извлекаемых запасов более 65%).
Предложенная геолого-промысловая характеристика залежей нефти мо-
жет применяться в практической работе по проектированию и анализу раз-
работки нефтяных месторождений. Более того, структура запасов нефти ока-
зывает влияние на эффективность поисково-разведочных работ и подготов-
ку месторождений к промышленной разработке. Эффективность
поисково-разведочных работ тем выше, чем больше доля активных запасов
нефти. Это объясняется тем, что для получения одного и того же уровня
добычи нефти активных запасов нужно подготовить и ввести в разработку в
3-5 раз меньше, чем трудноизвлекаемых, так как темпы выработки после-
дних при традиционных технологиях в 3-5 раз меньше, чем АЗН. Но по-
скольку нефтяные компании в рыночных условиях интересуют прежде все-
го извлекаемые запасы, то, естественно, они в первую очередь идут с поис-
ковыми работами в более благоприятные районы.
Поскольку большинство месторождений являются многопластовыми и
содержат ряд залежей, их классификация должна отражать эти особенное-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
57
ти. По интегральному критерию структуры запасов нефтяные месторожде-
ния делятся натри ipynnbi: первая содержит преимущественно активные за-
пасы (более 65%); вторая - преимущественно трудноизвлекаемые (более
65%); третья — с примерно рав< 1ым содержанием активных и грудноизвлека-
емых запасов нефти. В Татарстане к первой группе относятся: Ромашкинс-
кое, Ново-Елховское, Бопдюжское, Первомайское, Елабужское, Комаровс-
кое, Тат.-Кандызское, Ульяновское, Бастрыкское, Урустамакское, Варзи-
Омгипское, Сокольегорское, Шийское, Орловское месторождения; ктретьей —
Бавлинское, Контузлинское, Алексеевское, Нурлатское, Азево-Салаушское;
ко второй - остальные месторождения. Эта классификация является более
универсальной, но и опа, очевидно, не может исчерпать всего многообра-
зия признаков. Здесь экономические факторы учитываются в какой-то мере
через технологическую эффективность применяемых систем разработки.
Однако экономика в этой классификации не является превалирующей. Это
объясняется тем, что здесь не учитываются размеры месторождений, уда-
ленность их от основных районов нефтедобычи, товарные качества нефти и
растворенного газа, а также ценность попутных компонентов в нефти, не-
фтяном газе и пластовой воде.
Для решения большего круга геолого-промысловых задач и разработки
схем размещения и развития нефтедобычи по отдельным регионам и стране
в целом более универсальной была бы классификация, по которой все мес-
торождения (залежи) подразделяются падве группы: высокопродуктивные
и малоэффективные (см. рис. 2.1).
К высокопродуктивным можно отнести высоко- и среднедебитные зале-
жи маловязких или повышенной вязкости нефтей в высокопроницаемых
коллекторах, содержащие преимущественно активные запасы нефти. Как
правило, высокопродуктивные месторождения по величине НИЗ относятся
к крупным, уникальным и средним.
К малоэффективным можно отнести низкодебитные залежи вязких и
высоковязких нефтей в низкопроницаемых, реже в проницаемых коллек-
торах, содержащие преимущественно трудноизвлекаемые запасы. Мало-
эффективные месторождения - это обычно мелкие месторождения с запа-
сами до 10 млн.т, содержащие тяжелые, высокосернистые нефти с неболь-
шим содержанием углеводородных газов.
Предложенная геолого-промысловая классификация залежей и место-
рождений нефти может применяться в практической деятельности по проек-
тированию, анализу, управлению разработкой нефтяных объектов и особен-
но в организации работ по повышению нефтеизвлечения.
Основные особенности геологического строения выделенных групп ме-
сторождений оказывают определяющее влияние на выбор рациональных
систем разработки, методов повышения нефтеотдачи и их эффективность.
58
Раздел первый
Глава 3
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
И РАЗРАБОТКИ ВЫДЕЛЕННЫХ ГРУПП МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Там, где есть мусульмане, есть нефть: обратное
утверждение неверно.
Чарльз Иссави
Чем наполнена посуда, то и выльется оттуда.
Ш. Руставели
ЗЛ. Особенности геологического строения и разработки
высокопродуктивных месторождений
[высокопродуктивные месторождения в Татарстане- основном звене Вол-
го-Уральской нефтегазоносной провинции - характеризуются следующими
особенностями [27].
1. Месторождения контролируются структурными формами более высо-
ких порядков и имеют достаточно большие размеры.
2. Основным базисным нефтеносным объектом являются пашийско-кы-
новские отложения терригенного девона, в которых содержится 74% разве-
данных и 64,3% начальных потенциальных ресурсов (НПР) Татарстана.
3. Базисный горизонт, содержащий основные запасы нефти, расположен
в нижней части разреза и, как правило, имеет большую площадь нефтенос-
ности. Вышележащие отложения содержат меньшую долю запасов. Так, в
следующем по промышленной значимости объекте тульско-бобриковских
отложений содержится 15,5% разведанных и 13% НПР.
4. Продуктивность и промышленная значимость регионально нефтенос-
ных горизонтов убывает снизу вверх по разрезу.
Нефтенасыщенная толщина базисного объекта в среднем по рассматри-
ваемым месторождениям составляет 10-15 м, пористость 20-22%, прони-
цаемость 300-1000 10 3 мкм2, вязкость нефти до 6,7 мПа с, продуктив-
ность скважин от 24 до 133 т/сут/МПа.
Тульско-бобриковские отложения имеют нефтенасыщенную толщину в
среднем 2,7-3,6 м, пористость 18,8-28%, проницаемость 261-1317 • 10 3 мкм2,
вязкость нефти 12,4-28,6 мПа с, продуктивность скважин от 3,7 до
7,2 т/сут/МПа.
Верейско-башкирские отложения характеризуются еще меньшей порис-
тостью (13-14,5%) и проницаемостью (38-82 10—3 мкм2), большей вязкое-
Геологические основы применения мегодов повышения нефтеизвлечения
59
тью (до 90 мПа с). Продуктивность скважин в среднем изменяется от 0,14
до 6 т/сут/МПа.
5. Основные регионально выдержанные объекты в свою очередь также
являются многопластовыми. Пашийско-кыповские отложения содержат до
8-9 нефтеносных пластов, характеризующихся различными коллекторски-
ми свойствами и условиями залегания, бобриковский горизонт состоит из
2-4 продуктивных пластов, тульский — из 3 4 пластов.
6. Запасы нефти сосредоточены в терригенных отложениях, а карбонат-
ные коллекторы имеют подчиненное значение. В последних содержится 10,2%
разведанных и 10% 11ПР.
7. Значительная часть запасов нефти относится к категории активных.
Доля их составляет около 70%. Принятые коэффициенты нефтеотдачи — от
0,4 до 0,6, в среднем 0,5. В том числе по терригенным отложениям 0,53,
карбонатным 0,18. Причем по терригенным отложениям девона проектная
нефтеотдача составляет от 0,48 (Ново-Елховское) до 0,6 (Бавлипское место-
рождение), а по терригенным отложениям нижнего карбона от 0,36 (Ново-
Елховское) до 0,38 (Сабанчипское месторождение).
К высокопродуктивным в Татарстане относятся Ромашкинское, Ново-
Елховское, Бавлипское, Бондюжское, Первомайское, Сабанчипское, Ела-
бужское, Тат-Капдызское и др.; в Башкортостане - Туймазииское, Шкапов-
ское; в Самарской области - Мухаповское, Кулепювское; в Пермской обла-
сти - Ярипо-Каменоложское и др.
Высокая продуктивность этих объектов обусловлена особенностями гео-
логического строения. Породами-коллекторами в горизонтах Д Д() в основ-
ном являются мелко- и разнозернистые песчаники и крупнозернистые алев-
ролиты. Макроскопически они трудноразличимы, хорошо отсортированы,
рыхлые, иногда трещиноватые. Все песчано-алевролитовые породы моно-
минеральны.
Наиболее распространенным цементом являются вторичный кварц, кото-
рый в нефтеносных породах интенсивно корродирован до почти полного
уничтожения, а также карбонаты. Общее количество цемента в среднем со-
ставляет 1—5%. Глинистый цемент приурочен в основном к пластам разно-
зернистых алевролитов небольшой толщины. В коллекторах глинистого ма-
териала не более 3-5%.
В терригенных отложениях девона преобладают высокоемкие коллекто-
ры с пористостью 20 -22% и проницаемостью 300- 1000-103 мкм2 с малым
содержанием пелитовых фракций (1—5%). Эти коллекторы насыщены лег-
кой (плотность пластовой нефти от 796 до 820 кг/м3), газированной (газо-
вый фактор изменяется от 40 до 70 м3/т), маловязкой (вязкость в пластовых
условиях от 2,3 до 6,7 мПа с) нефтью. Нефтенасыщенпые толщины продук-
тивных горизонтов составляют от 8,8 до 27,3 м. Начальное пластовое давле-
ние в залежах — около 17,5 МПа, давление насыщения 8-9,6 МПа. Нефть
60
Раздел первый
характеризуется значительным содержанием смолистых веществ (30^48%),
парафина (2,7-5,3%), сернистых соединений (1,4-2,1%). Товарные каче-
ства нефти сравнительно высокие (выход легких фракций составляет около
50%, масляных 25 30%). Попутный газ богат этаном (20-30%) и пропаном
(5-20%). Все эти особенности строения пластов и насыщающих их флюи-
дов обусловливаю т высокую продуктивность залежей и высокую экономи-
ческую эффективность их разработки.
К высокопродуктивным объектам относится и часть залежей тульско-
бобриковских отложений нижнего карбона. Здесь продуктивные пласты
слагаются преимущественно песчаниками мелкозернистыми в разной сте-
пени алевролитовыми с прослоями песчаников среднезернистых и алевро-
литами крупно-, разно- и мелкозернистыми, глинистыми. Все типы пород-
коллекторов имеют мономиперальпый кварцевый цемент. Глинистый мате-
риал встречается в виде включений, локальных участков и микропрослоев.
В мелко- и разнозернистых алевролитах роль глинистого материала возрас-
тает и он образует цемент порового и ненолнопорового типа.
Песчаники и алевролиты мелкозернистые, хорошо отсортированы с рых-
лой и весьма рыхлой укладкой, высоконористые, высокопроницаемые с не-
большим (2—5%) содержанием пелитовой фракции, пористость их составляет
21-28%, проницаемость от 100 до 2000, преобладает 500-1000 • 10 3 мкм2.
Это основной тип пород. Наряду с этим в меньшей степени встречаются
мелко- и разнозернистые алевролиты с высоким содержанием (от 6 до 17%)
пелитовой фракции, которая наряду с многочисленными углисто-глинисты-
ми прожилками создает большую анизотропию и неоднородность пород.
Пористость этих разностей пород от 14до25%, проницаемость от единиц до
300 • 10 3 мкм2.
В целом коллекторы в гульско-бобриковских отложениях являются вы-
сокопродуктивными. По их продуктивность по части месторождений сни-
жается по причине насыщенности высоковязкой нефтью.
В отличие от терригенных коллекторов карбонатные отложения девона и
карбона на высокопродуктивных месторождениях Татарстана в основном
являются низкопродуктивными.
Современные системы разработки высокопродуктивных месторождений
с применением заводнения создавались на основных месторождениях Вол-
го-Уральской НПI (Ромашкинское, Ново-Елховское, Туймазинское, Ариан-
ское, Мухановское, Кулешовское, Ярино-Камеположское), опыт которых
далее был перенесен на высокопродуктивные месторождения Западно-Си-
бирской НГП.
Поскольку основные высокопродуктивные месторождения России нахо-
дятся или в ближайшие годы вступят в позднюю стадию разработки, нам
нужно более глубокое понимание условий применения современных мето-
дов повышения нефтеизвлечения.
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
61
Остаточные запасы этих месторождений огромны и превышают проект-
ные извлекаемые запасы нефти. Исходя из этого, напрашивается вывод о
необходимости создания новых, более эффективных методов повышения
нефтеотдачи применительно к поздней стадии разработки месторождений и
в первую очередь для извлечения остаточных запасов нефти месторожде-
ний, разрабатываемых с применением заводнения. Покажем это на примере
супергигантского Ромашкинского месторождения, па котором мы имеем
большое разнообразие геологических условий.
3.2. Основные направления совершенствования системы
разработки супергигантского Ромашкинского месторождения
Ромашкинское нефтяное месторождение открыто в 1943 году, а в про-
мышленную разработку введено в 1945 году.
Открытие Ромашкинского месторождения явилось подлинным триумфом
геологической науки, продолжившей традиции прогрессивных ученых Рос-
сии и Казанского университета о связи поверхностных нефтепроявлений с
залежами на глубине. За это открытие группе специалистов и ученых при-
суждена Государственная премия в 1950 году.
Открытие и освоение Ромашкинского месторождения позволило нефтя-
никам Татарстана за короткий срок занять ведущее место в стране по нефте-
добыче.
Открытие и освоение Ромашкинского месторождения явилось большим
вкладом нефтяников Татарстана в мировую нефтяную пауку. Кроме передо-
вых методов разведки и подготовки к освоению па этом месторождении
впервые в мировой практике в широком масштабе было успешно примене-
но заводнение, в различных модификациях позволившее ускорить извлече-
ние запасов нефти из недр и достичь высокой нефтеотдачи пластов.
Освоение системы внутриконтурпого заводнения на Ромашкинском ме-
сторождении явилось подлинным триумфом в создании научных основ раз-
работки нефтяных месторождений. Оно позволило коренным образом изме-
нить системы разработки, значительно повысить технико-экономические
показатели эксплуатации нефтяных месторождений и с минимальными зат-
ратами перестроить топливный баланс страны.
За освоение системы внутриконтурного заводнения группе работников
объединения «Татнефть» и сотрудников ВНИИнефть в 1962г. была присуж-
дена Ленинская премия.
Разведка Ромашкинского месторождения велась более 40 лет. В настоя-
щее время оно оконтурено. Здесь разведаны основные продуктивные гори-
зонты. Доразведка локально нефтеносных горизонтов девона и карбона про-
должается.
62
Раздел первый
Нефтеносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона, промыш-
ленные притоки получены из 18 горизонтов. Всего выявлено около 500 за-
лежей нефти. Характеристика основных продуктивных горизонтов приведе-
на в табл.3.1, а горизонтов Д,Д() Ромашкипского месторождения в табл.3.2.
Добыча нефти на Ромашкинском месторождении началась из отложений
среднего карбона в сороковых годах прошлого столетия с Шугуровского
участка. В 1948 году был открыт основной продуктивный горизонт место-
рождения — терригенный девон и с 1950-х годов началось бурное развитие
добычи нефти на Ромашкинском месторождении. Максимум годовой до-
бычи нефти по терригенному девону в объеме 81,5 млн.т был достигнут в
1970 году. Годовая добыча нефти на уровне 80 млн.т в год удерживалась в
течение 6 лет, до отбора более половины начальных извлекаемых запасов
(НИЗ). Сравнительно высокий темп отбора от текущих извлекаемых запа-
сов (ТИЗ) около 8% в год сохранялся до отбора 70% НИЗ. Затем добыча
нефти по основному объекту и в целом по месторождению начала снижать-
ся (рис.3.1). Добыча нефти по бобриковскому горизонту интенсивно начала
проводиться с конца 1960-х годов и в 1980г. достигла максимума 7,2 млн.т.
Темпы падения добычи нефти были ниже, чем по остальным крупнейшим
месторождениям Волго-Уральской НГП (рис.3.2), а динамика добычи не-
фти лучше, чем па Самотлорском месторождении (рис.3.3).
На месторождении пробурено 26123 скважины, в т.ч. на пашийско-кынов-
ский горизонт-20948, бобриковский -3917 скважин. Остальные горизонты
эксплуатируются небольшим числом пробуренных по редкой сетке или воз-
вращенных с основных горизонтов скважин. Обший утвержденный проект-
ный фонд составляют 35134 скважины, из которых 25830 на пашийско-кы-
новские, 5103 на бобриковские отложения и 4201 на другие горизонты.
С 1975г. месторождение вступило в третью стадию разработки, характе-
ризующуюся ростом темпов обводнения (в среднем в 3 раза), увеличением
(в 5-10 раз) выбытия скважин из эксплуатационного фонда по причине об-
воднения, снижением в 1,5-2 раза эффективности ГТМ и неуклонным паде-
нием уровня добычи нефти. Последнее, кроме всего прочего, объясняется и
ухудшением структуры запасов (доля трудноизвлекаемых запасов возросла
к настоящему времени с 33% первоначально до 80%).
Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985г.
Затем, после ослабления давления со стороны б.Миннефтеирома, требовав-
шего ежегодного роста добычи жидкости, объединением «Татнефть» была
резко изменена техническая политика, которая стала направляться на все-
мерное снижение отбора попутной воды. В основном эта техническая поли-
тика осуществлялась путем широкого внедрения современных методов кон-
троля и регулирования процессов разработки.
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
63
Характеристика продуктивных отложений Ромашкинского месторождения
верейский и пл.- сводов, карб.-терр. in 0,123 СП <О о" o' 0,43 »—-ч 25 -520
башкир- vivnri 10 массив- ныи карбонат. 25 , 0,133 980'0 0,76 0,25 •—1 23 О
ссрггу- 9 массив- НЫИ карбонат. О 5,6 0,159 0,065 0,79 0,44 3,4 8 -543
бобри- 8 ПЛ.- СВОДОВ, терриген. 2J 3,5 0,219 Z.98‘0 0,792 0,6 8 -836-939
ярусы турнсй- 1 Г'Х/’ГГГЛ 7 массив- ныи карбонат. 9£ 4,3 0,117 8 о 0,72 о 8 О о 4D rq оо 1
1 о S а заволж- 6 массив- НЫИ карбонат. О СП 5,3 0,065 0,001 0,468 о” 2,4 о о о 1
данково- т г* А е» тт а и п тгтттт - J 1 5 пл- сводовый терриген. ш 0,077 0,032 0,708 0,52 С-Г о 4D О
кыновский 4 ПЛ.- сводов, терриген. ш 3,2 0,184 0,54 оо о" 0,35 г—< о О 1
пашийский 3 ПЛ.- сводов, терриген. —ZV 8,9 0,189 0,527 0,807 0,56 ЧГ 40 о о> 1
живетский 2 пл.- сводов, терр. о 0,187 o' 0,82 *п о 2,5 40 о in 1
Показатели S 0J Г" 1 Тип коллектора |Общая толщина, м! Нефтенасыщен- ная толщина Средняя пористость, д.ед. Средняя проница- емость, мкм2 Нефтенасыщсн- ность, д.ед. Коэффициент песчанистости, Д.ед. Коэффициент расчлененности, Д.ед. Пластовая температура, С° Абсолютная отметка ВНК, м
64
Раздел первый
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
65
В результате отбор попутной воды был значительно уменьшен. Соответ-
ственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические по-
казатели разработки. Обводненность стабилизировалась па уровне 87%. Водо-
нефтяной фактор (ВНФ) составил всего 1,4. Напомним, что в I Генсхеме ко-
нечный ВНФ предусматривался—0,34. Затем в проектах разработки отдельных
площадей ВНФ предусматривался до 4 4,5, а в одной из специальных работ
и до 7. Результаты регулирования последних лет свидетельствуют о возмож-
ности существенного снижения конечного ВНФ, которое в целом по место-
рождению, очевидно, не превысит 3.
Огромным достижением коллектива нефтяников является то, что такая
обводненность на месторождении поддерживается более 15 лет за счет вне-
дрения современных методов контроля и регулирования процессов разра-
ботки. В результате фактический отбор попутно извлекаемой воды ниже рас-
четного в 4 раза (рис.3.4). Это было достигнуто за счет широкою примене-
ния современных гидродинамических (нестационарное заводнение, ввод
педренируемых запасов, форсированный отбор жидкости) и третичных МУН
в комплексе с большим объемом работ по стимуляции скважин (рис.3.5),
совершенствованию системы ППД, повседневной работой по повышению
эффективности пробуренного фонда скважин и массовым применением со-
временных методов контроля и регулирования процессов разработки
(рис.3.6). По нашему мнению, дальнейшее совершенствование методов кон-
троля и регулирования процессов разработки позволит и дальше поддержи-
вать обводненность па достигнутом уровне. Это существенно улучшает эко-
номические показатели разработки месторождения.
Совершенствование системы разработки явилось основой для создания
условий оптимальной разработки основного эксплуатационного объекта.
Следующим главнейшим направлением обеспечения оптимальной дина-
мики добычи нефти являлась непрерывная работа по подготовке новых за-
пасов. Прирост запасов в течение все-
го периода разработки в значительной
мере компенсировал добычу нефти
(при максимальной добыче воспро-
изводство запасов превышало 80%,
на третьей стадии разработки состав-
ляло около 70%, в настоящее время
равно 75%). За счет разведки было
приращено 30%, доразведки пропу-
щенных горизонтов -26%, переоцен-
ки запасов—44%. В табл.3.3 показа-
на динамика начальных запасов не-
фти но годам.
Таблица 3.3
Годы Запасы
балансо- вые извлека- емые
1954* 1965** 1996 2005 Прогноз до кон- ца разработки 1,0 1,26 1,43 1,66 2,06 1,о 1,32 1,32 1,62 2.14
* Запасы, подсчитанные в 1954 г., при-
няты за единицу.
** Запасы, подсчитанные в 1965 г.
66
Раздел первый
Рис. 3.5 а. Эффективность применения новых методов повышения КИН
на Ромашкинском месторождении (горизонты Д0Д,) в 2003 г.
Рис. 3.5. 6. Распределение технологий МУН и стимуляции
добывающих скважин за 2003 г.
Рис. 3.5. в. Распределение технологий выравнивания профиля приемистости
нагнетательных скважин за 2003 г.
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
67
Прирост запасов осуществлялся за счет оконтуривания залежей гори-
зонтов Д,Д{) и разведки и доразведки других горизонтов девона и карбона.
Из других горизонтов в первую очередь изучались регионально нефтенос-
ные горизонты: терригенные отложения бобриковского горизонта, карбо-
натные отложения верхнетурнейского подъяруса и верей-башкирские сред-
него карбона. Эти горизонты планомерно подготавливались для ввода в раз-
работку с применением новых технологий.
Совершенствование системы разработки основного эксплуатационного
объекта производилось в следующих направлениях [28-34].
Оптимизация размеров эксплуатационных объектов
ВI Генсхеме горизонт Д! Ромашкинского месторождения был выделен в
единый объект разработки. Затем по результатам разбуривания была уста-
новлена нефтеносность горизонта Д(|, который был включен в единый объект
разработки с горизонтом Дг Таким образом, размеры эксплуатационного
объекта в северной части месторождения еще более увеличились. Вначале в
один эксплуатационный объект объединялось до 5 продуктивных пластов,
отличающихся по проницаемости до 30 раз и более. Затем, по мере уточне-
ния геологического строения и состояния выработки пластов, было произ-
ведено дополнительное расчленение ранее выделенных пластов. Так, еди-
ный пласт «б» был разделен на три пласта «б'», «б7» и «б3», а выдержанный
на площади пласт «г» на три пласта—«г,», «г7» и «г3».
В III Генсхеме разработки предусматривалось осуществить разукрупне-
ние объекта путем организации на центральных площадях самостоятельной
системы заводнения верхней пачки пластов, разбуривания ВНЗ самостоя-
тельной сеткой скважин с плотностью, равной УПС (удельная плотность сет-
ки) на безводной части залежи, вовлечения слабопроницаемых пластов раз-
дельным нагнетанием воды под повышенным давлением через специально
пробуренные скважины усиленной конструкции, бурения дополнительных
добывающих и нагнетательных скважин на отдельные пласты.
В процессе изучения особенностей геологического строения эксплуатаци-
онного объекта и состояния выработки отдельных пластов была обоснована
необходимость выделения слабопропицаемых коллекторов и пластов с подо-
швенной водой в самостоятельные объекты разработки. Решить проблему
выработки слабопроницаемых пластов только предусмотренным в III Генсхе-
ме разработки бурением специальных нагнетательных скважин не удалось.
Доказана необходимость бурения и добывающих скважин на эти пласты на
оптимальных расстояниях от нагнетательных.
Для оптимизации размеров ранее выделенных крупных эксплуатацион-
ных объектов производилось поэтапное их разукрупнение. Сперва были раз-
делены на самостоятельные объекты выдержанные пласты площадного раз-
68
Раздел первый
вития (пласты «гд» в пределах их контура нефтеносности и пласт «а» на
севере месторождения) и прерывистые пласты. Далее потребовалось выде-
ление в самостоятельные объекты слабо проницаемых пластов и пластов с
подошвенной водой. Затем возникла необходимость раздельного освоения
глинистых (вт.ч. высокопродуктивных) коллекторов, представленных набу-
хающими глинами монтмориллонитового состава. Дело в том, что мало-
продуктивные и высокопроницаемые глинистые коллекторы с объемной гли-
нистостью 2,0 и более процентов пресной водой либо не заводняются, либо
заводняются слабо. Достаточно хорошо такие пласты заводняются пласто-
вой девонской водой и несколько хуже сточной водой. Поэтому малопро-
дуктивные и высокопродуктивные глинистые коллекторы необходимо выде-
лять в самостоятельные объекты разработки и вырабатывать закачкой мине-
рализованных вод терригенного девона или сточных вод.
Разделение выдержанных и прерывистых пластов объекта производи-
лось из-за выбора чрезмерно крупного объекта при проектировании разра-
ботки, а слабопроницаемых пластов, глинистых коллекторов, ВИЗ в само-
стоятельные объекты —по причине выявления новых особенностей геологи-
ческого строения и характерных черт выработки пластов, установленных в
процессе разбуривания и разработки (рис.3.7).
Оптимизация размещения и плотности сеток скважин
Совершенствование систем заводнения на основных месторождениях
Татарстана производится одновременно с оптимизацией размещения и плот-
ности сеток скважин, а также разукрупнения эксплуатационных объектов.
Основной целью ее является достижение утвержденной нефтеотдачи. В пос-
леднее время, когда говорят о повышении нефтеотдачи пластов, обычно имеют
в виду внедрение физико-химических или тепловых методов. Огромная ра-
бота, проводимая нефтяниками по достижению утвержденной нефтеотдачи,
практически даже не упоминается. Очевидно, это происходит по причине
того, что многие считают достижение утвержденной нефтеотдачи делом само
собой разумеющимся.
Метод поддержания пластового давления путем законтурного заводне-
ния позволил существенно увеличить расстояния между скважинами (Крас-
нокамское, Туймазинское, Бавлинское месторождения). Этот положитель-
ный опыт был обобщен и ни у кого не вызывает сомнений.
Исходя из этого опыта, в 1950-х годах ведущие специалисты отрасли
пошли по пути дальнейшего разрежения сетки скважин. НаРомашкинском
месторождении в I Генсхеме предусматривалась плотность сетки скважин
от 24 до 52 га. При проектировании разработки отдельных площадей в пос-
ледующем были приняты еще более редкие сетки скважин, с расстояниями
между эксплуатационными рядами до 1 000 м и между нагнетательными ря-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
69
дами и зоной отбора до 2000 м. Все это привело к низкому охвату залежи
дренированием.
В третьей Генсхеме был использован весь накопленный опыт разработки
и оптимизации сеток скважин. Она предусматривала увеличение фонда по
сравнению со второй Гепсхемой в 1,6 раза.
Объединением «Татнефть» была проведена большая работа по оптимиза-
ции плотности и размещения сеток скважин.
Бурение дополнительных скважин преследует две основные цели: дости-
жение запроектированной нефтеотдачи эксплуатационного объекта и интен-
сификацию процесса разработки с целью поддержания уровня добычи или
снижения темпа падения добычи и обеспечения проектного уровня добычи
нефти.
Скважины, бурящиеся с целью достижения проектной нефтеотдачи, можно
разделить на три категории.
1. Бурящиеся для приведения ранее запроектированной чрезмерно ред-
кой сетки с неравномерным размещением скважин на залежи к равномер-
ным сеткам и оптимальным расстояниям (исправление сетки скважин). Ус-
ловно назовем их скважинами 1 категории. В процессе работ по оптимиза-
ции размещения скважин изменились понятия основного фонда. В эту группу
раньше включались скважины, пробуренные только по первоначальной сет-
ке. Для основных месторождений это правильно. Но на Ромашкинском ме-
сторождении в связи с тем, что первоначальное разбуривание началось по
очень редкой сетке с расстоянием от линии нагнетания до зоны отбора около
2000 м и оставались неразбуренными центральные части ряда площадей, за
основной фонд теперь принимаются и дополнительные ряды, расположен-
ные между зоной отбора и линией нагнетания (на расстояниях 1000 м и бо-
лее от нагнетательных рядов), и скважины, пробуренные в ранее законсер-
вированных участках. С учетом именно таких представлений и приведены
результаты бурения дополнительных скважин.
Бурение скважин I категории является следствием неправильного выбо-
ра в технологических схемах первоначальных сеток скважин. Это имело
место на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях (неравномер-
ное размещение скважин на залежи), на Бавлинском месторождении (не-
разбуренность ВНЗ), на залежах нефти бобриковского горизонта этих мес-
торождений.
Разбуривание залежи равномерной сеткой скважин дает возможность
охватить разработкой основную часть НИЗ (около 80%).
В дальнейшем по большинству месторождений Татарстана с самого на-
чала проектировались равномерные сетки скважин и поэтому бурить сква-
жины для их исправления здесь необходимости не было.
2. Скважины, бурящиеся для ввода в разработку невовлеченных запасов
путем частичного или полного разукрупнения эксплуатационных объектов
70
Раздел первый
(ввод линз, ВИЗ, малопродуктивных пластов). Назовем их условно сква-
жинами II категории. Необходимость их бурения возникает либо из-за не-
правильного выбора объекта (чрезмерно крупного) на стадии составления
технологической схемы разработки, либо из-за выявленных в процессе раз-
буривания более сложных геологических условий.
3. Скважины, бурящиеся для улучшения выработки вовлеченных в раз-
работку запасов (целики нефти, застойные зоны, линии стягивания контуров
нефтеносности). Эти скважины, нужные для обеспечения проектной нефте-
отдачи, должны закладываться в качестве резервных во всех проектах раз-
работки. Назовем их скважинами III категории
Скважины III и частично II категории при правильном выборе эксплуа-
тационного объекта с самого начала разработки должны рассматриваться
как резервный фонд. При оптимальном выборе эксплуатационных объектов
и первоначальных сеток скважин достаточно предусмотренного в действу-
ющем регламенте составления проектов, и технологических схем разработ-
ки количества резервных скважин, достигающих 30% основного фонда.
Практически все дополнительные скважины на Ромашкинском место-
рождении бурились для достижения i [роектной нефтеотдачи.
Экономическая рентабельность бурения новых скважин на залежи может
определяться рациональными и минимально допустимыми НИЗ на одну сква-
жину и дебитами их. Рациональными можно считать такие НИЗ на скважи-
ну, которые позволяют разрабатывать залежь (участок) с рентабельностью
не ниже 20-25%.
Рациональные запасы необходимо учитывать при определении средних
показателей бурения одной скважины на залежи. Для решения задач целе-
сообразности бурения конкретных скважин на залежи следует пользоваться
минимально допустимыми запасами и дебитами на одну скважину. Эта ве-
личина определяется, исходя из минимальной рентабельности выработки за-
пасов и максимальных (не выше 6-8 лет) сроков окупаемости затрат на
бурение.
В 1970-х годах ТатНИПИнефть [29] определила, что для условий Ромаш-
кинского месторождения бурение дополнительных скважин было бы раци-
ональным при запасах па одну скважину 40 тыс.т/скв., а минимально допус-
тимые запасы составляли 7 тыс.т/скв. При принятии решения о целесообраз-
ности бурения дополнительной скважины принимался критерий 7 тыс.т/скв.
Если на скважину приходилось меньше запасов, то от ее бурения отказыва-
лись. Но эти расчеты проводились в командно-административной системе и
исходили из низкого уровня замыкающих затрат. В рыночных условиях,
естественно, такой подход не устраивал. Здесь расчеты производились, ис-
ходя из уровня цен на нефть на рынке, действующих налогов и реальных
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
71
затрат на добычу. Подсчитанные в реальных условиях 1995-1996 гг. мини-
мальные начальные дебиты и НИЗ на одну вновь пробуренную скважину
приведены на рис. 3.8, а предельные дебиты скважин в зависимости от на-
логовых льгот на рис. 3.9. Но цены на рынке подвержены частым ко. юбапи-
ям, а в нынешней России высокая инфляция и стоимость материалов, обо-
рудования, услуг, т.е. затраты НК на добычу, непрерывно растут. Кроме того,
государство часто меняет «правила игры», т.е. налоговую политику. Все это
обуславливает непрерывное прослеживание ситуации с расчетом этих опре-
деляющих экономических критериев. При проектировании необходимо стро-
ить графики чувствительности проекта от изменения тех или иных показате-
лей (рис. 3.10).
Рис. 3.8. Минимальные начальные извлекаемые запасы на 1 скважину
в зависимости от обводненности
При освобсоедении от уплаты НДС, акциза, отчислений на воспроизводство
МСБ, платы за недра и местных налогов
При полной системе налогообложения
Рис. 3.9 а. Нижний предел рентабельности использования эксплуатационного
фонда скважин Самотлорского месторождения
72
Раздел первый
Рис. 3.9 б. Нижний предел рентабельности использования
эксплуатационного фонда скважин по ОАО «Татнефть»
Рис. 3.10. Ямашинское месторождение: верейский и башкирский
эксплуатационные объекты
Анализ показал, что внедрение принципов и систем разработки I Генсхе-
мы позволило бы вовлечь в разработку около половины запасов и обеспе-
чить коэффициент нефтеизвлечения (КИН) 38%, II Генсхемы соответственно
78 и 42%, третьей - 90 и 49%. Для достижения проектной нефтеотдачи необ-
ходимо довести У ПС до 17,6 га/скв. и, кроме того, пробурить 4720 сква-
жин-дублеров взамен выбывших по причине физического износа и обеспе-
чить дальнейшее развитие заводнения [49].
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
73
Развитие системы заводнения
1. Оптимизация давлений закачки воды: в I Генсхеме предусматривалось
поддерживать давление на линии нагнетания, равное начальному пластово-
му (6-8 МПа на устье нагнетательных скважин), затем с целью повышения
охвата заводнением его пришлось повысить до 10-15 МПа, в III Генсхеме —
проектировалось дальнейшее его повышение до 20-25 МПа, а для освоения
слабопроницаемых пластов—до 35 МПа. Но опыт разработки показал, что
оптимальным для выработки большей части пластов является давление на-
гнетания около 15 МПа, а для освоения слабопроницаемых и глинистых
коллекторов целесообразнее применять закачку пластовой воды высокой
минерализации или сточной (минерализацией около 60-100 г/л), или обла-
гороженной химреагентами воды при давлениях закачки 10-20 МПа.
Длительный опыт разработки девонских залежей и широкие промыш-
ленные эксперименты, проведенные в 1960-1968гг. ив 1974—1980гг., пока-
зали, что максимальный охват пластов заводнением при удовлетворитель-
ных темпах разработки достигается при повышении давления па забоях на-
гнетательных скважин до 0,7—0,75 от вертикального горного или значений,
позволяющих создать на линии нагнетания давления, в 1,3—1,6 раза превы-
шающие начальные пластовые [35,36,37,38].
Повышение давления нагнетания позволило увеличить закачку воды на
15%, охват эксплуатационного объекта заводнением на 15-20% и повысить
темпы выработки запасов в 1,5—2 раза.
2. Оптимизация ширины площадей самостоятельной разработки: в I Ген-
схеме выделялись площади шириной 8—13,5 км, что обуславливалось при-
нятой многоэтапной системой разработки, предусматривающей отключение
эксплуатационных рядов при 50%-ной обводненности и многократный пе-
ренос нагнетания. Далее постепенно уменьшалась ширина выделяемых пло-
щадей и осуществлялся переход к блоковым системам. На 21 первоначаль-
но выделенной площади самостоятельной разработки в настоящее время уже
насчитывается более 400 блоков.
В настоящее время оптимальным признано разрезание месторождений на
3-5-рядные полосы (блоки) шириной 1,6-4 км, в зависимости от геологи-
ческого строения. Разрезание на такие блоки рекомендуется осуществлять с
самого начала разработки. Однако даже при выделении оптимальных бло-
ков при вводе месторождений в разработку в последующем потребовалось
по большинству объектов осуществить дополнительное разрезание. Это
объясняется следующими причинами:
-необходимостью, по мере выработки запасов, постепенной интенсифи-
кации разработки для замедления темпов падения добычи, а также улучше-
ния условий выработки запасов за счет изменения направления фильтраци-
74
Раздел первый
онных потоков жидкости в пласте и формирования зон стягивания контуров
нефтеносности на поздней стадии разработки;
— уточнением геологического строения площадей по результатам разбу-
ривания;
— неполным охватом заводнения эксплуатационного объекта.
В дальнейшем особенно эффективным оказалось поперечное разрезание
Чишминской, Ташлиярской, Березовской площадей, проведенное в третьей
стадии разработки, после отбора 64—70% НИЗ.
3. Широкое применение наиболее эффективного метода очагового за-
воднения. Принцип отбора под нагнетание очаговых скважин предусматри-
вает освоение под закачку воды скважин с лучшей характеристикой плас-
тов (максимальное число пластов, максимальная толщина их, более высо-
кие коллекторские свойства) и лучшей гидродинамической связью с
окружающими добывающими скважинами.
Однако в ряде случаев очаговое заводнение оказывается менее эффек-
тивным, чем разрезание, так как при разрезании под закачку осваивается
значительно большее число скважин.
Как показывает анализ, хотя по большинству нагнетательных скважин
воду не принимает около половины перфорированных пластов, охват зале-
жи заводнением сравнительно высок. Причина в том, что в разных нагнета-
тельных скважинах воду принимают различные пласты, а это при большом
числе скважин обеспечивает более высокий охват залежи заводнением [28].
В связи с этим для повышения эффективности очагового заводнения на уча-
стках развития расчлененного объекта под закачку воды необходимо выби-
рать одновременно несколько нагнетательных скважин, в которых лучше
осваивать под нагнетание различные пласты (не более 1—2 пластов в сква-
жине). По существу лучше применять линии надрезания по телу отдельных
песчаных линз по различным пластам эксплуатационного объекта. В насто-
ящее время практика освоения отдельных пластов в очаговых скважинах
стала применяться шире. Следует более решительно подходить к освоению
нескольких скважин в каждом очаге заводнения, нагнетая воду в скважины
по отдельным пластам объекта.
4. Перенос нагнетания по отдельным обводненным скважинам. В первой
Генсхеме разработки Ромашкинского месторождения предусматривался
многократный перенос фронта нагнетания после обводнения эксплуатаци-
онных рядов скважин. Однако опыт разработки показал, что перенос нагне-
тания можно осуществить после продвижения закачиваемой воды только на
отдельные обводненные скважины. Это способствует увеличению темпов
выработки запасов за счет приближения нагнетания к зоне отбора, повыше-
нию охвата пластов заводнением, улучшает использование фонда скважин
и технико-экономические показатели разработки.
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
7 5
5. Применение системы избирательного заводнения на зонально неодно-
родных объектах. Сущность ее заключается в целенаправленном выборе
местоположения нагнетательных скважин с учетом деталей геологического
строения продуктивного горизонта. При этом должно быть достигнуто такое
взаимное расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин, при
котором обеспечивается максимальный охват заводнением за счет миними-
зации влияния зональной неоднородности на неравномерность фильтрации
и, следовательно, на величину конечной нефтеотдачи.
Система избирательного заводнения наряду с определенными преиму-
ществами имеет существенные недостатки, особенно проявляемые в поздней
стадии разработки. Поэтому избирательную систему необходимо применять
только для объектов с весьма неоднородными пластами. Во всех остальных
случаях предпочтительно линейное разрезание, обеспечивающее более ста-
бильную добычу нефти и создающее условия для достижения высокой неф-
теотдачи.
С большей эффективностью применяется система избирательного завод-
нения для выработки ВИЗ - водонефтяных зон залежей девона и для разра-
ботки залежей нефти бобриковского горизонта. В обоих случаях присут-
ствует принцип избирательности, а именно - при внедрении заводнения про-
изводится целенаправленный выбор местоположения нагнетательных
скважин с учетом деталей геологического строения продуктивного гори-
зонта [39]. Однако сам выбор нагнетательных скважин осуществляется по-
иному. При разработке залежей девона под нагнетание выбираются скважи-
ны, по максимальному числу пластов связанные с окружающими скважи-
нами, обладающие большей продуктивностью, вскрывшие наиболее полные
разрезы и, по возможности, расположенные ближе к середине песчаной
линзы. Для выработки ВНЗ девона принцип избирательности заключается в
том, что под закачку воды выбираются в первую очередь скважины, вскрыв-
шие полностью водонасыщенные зоны пласта, затем монолитные пласты с
подошвенной водой, имеющие наименьшую нефтенасыщенную толщину. Для
залежей бобриковского горизонта под нагнетание выбирают скважины, по-
павшие в законтурную (межконтурную) область, либо в водоносные «окна»
внутри залежи. Когда таких скважин недостаточно, выбираются скважины,
вскрывшие нефтяную часть пласта. В этом случае выбор скважин под за-
качку воды производится аналогично выбору их по девонским залежам.
Совершенствование системы заводнения показано на рис 3.11.
Оптимизация пластовых и забойных давлений
Специальные исследования, проведенные профессором Н.Н.Непримеро-
вым в 1970-х годах наЮжно-Ромашкипской, а затем и на опытном участке
мицеллярного заводнения Азнакаевской площади, показали, что целесооб-
разно эксплуатировать месторождение при давлениях, близких к начально-
76
Раздел первый
му пластовому. Однако технически осуществить это оказалось весьма сложно
и было признано целесообразным поддерживать пластовое давление на уров-
не 16-16,5 МПа.
В связи с обнаруженными фактами отрицательного влияния снижения пла-
стового давления на выработку запасов объединением «Татнефть» были по-
ставлены специальные научно-исследовательские работы. Они выполняются
ВНИГРИ под руководством М.Д.Белонина и Р.С.Сахипгареева. Перед исследо-
вателями была поставлена задача учета возможных пластических деформа-
ций коллекторских свойств пород на поздней стадии разработки месторож-
дений. Особенно актуальной является проблема необратимых деформаций
для карбонатных сред, которые, благодаря изменениям в процессе форми-
рования и разрушения нефтяных залежей, приобретают особую чувствитель-
ность и остро реагируют на изменение давлений в процессе разработки [40].
| —j - граница площадей;
I — граница блоков;
------------- 1,2 - номера блоков;
| — — — — — ] _ дополнительное разрезание;
Площади:
1 - Абдрахмановская;
2 - Ю-Ромашкинская;
3 — З-Лениногорская;
4 — Зай-Каратайская;
5 - Куакбашская;
6 — Миннибаевская;
7 — Альметьевская;
8 - С-Альметьевская;
9 - Березовская;
10 - В-Сулеевская;
11 - Алькеевская;
12 - Чишмннская;
13 - Ташлиярская;
14 - Сармановская;
15 - Азнакаевская;
16 - Карамалинская;
17 - Павловская;
18 — Зеленогорская;
19 - В-Лепиногорская;
20 - Холмовская;
21 - Южная
|— — . —| - поперечное разрезание;
| / / f | — избирательное заводнение;
| ♦ • I - очаговое заводнение
Рис. 3.11. Совершенствование системы заводнения
Ромашкинского месторождения
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
77
Для терригенных пород Ромашкинского месторождения, казалось бы,
эта проблема стоит менее остро. Однако установленная существенная деце-
ментация пород в зоне стабилизации древних ВНК за счет растворения ми-
нералов под действием продуктов окисления нефтей нередко способствует
разрыхлению пород с нарушением их устойчивости к механическому воз-
действию. Открытие явления разрушения коллекторов в процессе дискрет-
но-периодического формирования нефтяных залежей заставило по-новому
взглянуть на возможность существования необратимых деформаций в про-
цессе разработки нефтяных залежей в терригенных кварцевых породах, для
которых деформации пород традиционно предполагались исключительно за
счет их глинизации седиментогенеза.
Предварительными исследованиями установлено, что для конкретных
площадей существуют пределы снижения пластовых и забойных давлений,
при которых появляются признаки необратимых деформаций пород. При-
знаки этих деформаций отсутствуют при минимальных депрессиях 2,9 (Аз-
накаевская)-3,5 (Южно-Ромашкипская) МПа. Это согласуется с наиболь-
шей степенью разуплотнения коллекторских сред на уровнях стабилизации
древнего ВНК за счет децементации и растворения обломочных зерен квар-
ца (Азнакаевская площадь), а меньшей степени их разуплотнения отвечают
максимальные значения предела снижения пластового давления (Южно-
Ромашкинская площадь).
На месторождении проводились работы по оптимизации забойных дав-
лений в добывающих скважинах. В I Генсхеме разработки было принято
забойное давление 12,5 МПа, что обеспечивало фонтанную добычу. Во II
Генсхеме забойное давление снижалось в среднем до давления насыщения
(около 9 МПа), в III Генсхеме - на 20-25% ниже давления насыщения, но не
менее 5 МПа. Исследования показали, что целесообразно снижать забойное
давление на 10-20%, а предельно — на 30-40% ниже давления насыщения.
Для обоснования оптимальных забойных давлений в добывающих сква-
жинах был выполнен значительный объем исследований при эксплуатации
скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Результаты ис-
следований, проведенные на 4-7 режимах с продолжительностью эксплуа-
тации на каждом 4-8 недель, были обработаны графическим и аналитичес-
ким методами [41,42,43].
При этом были получены индикаторные диаграммы с тремя характерны-
ми участками (рис.3.12). Первый участок АВ - прямолинейный. Он харак-
теризует работу скважин с забойными давлениями выше давления насыще-
ния. В этой области коэффициент продуктивности является постоянным и
имеет максимальное значение. Давление в точке В называется рациональ-
ным. Второй участок ВС соответствует фильтрации газированной жидкости
в призабойной зоне пласта. На этом участке дебит нефти в замедленном
темпе продолжает расти до выхода на точку С. Себестоимость дополнитель-
ной добычи нефти выше, но энергетические затраты компенсируются за счет
78
Раздел первый
роста дебита. Экономически целесообразно добывать нефть при забойных
давлениях, близких к точке С. Забойное давление в этой точке авторами на-
звано предельно допустимым. Третий участок СД характеризует работу сква-
жин с давлениями ниже критического, при котором снижается их дебит.
Индикаторные линии:
1 - по жидкости 1 Абдрахмановская
2 - по нефти J площадь
3 - по жидкости - Варьеганское месторождение
(скважина безводная)
А - пластовое давление (Рпл.)
В - Рзаб. - рациональное для эксплуатации скважины
С - Рзаб. - предельно допустимое
Д - Рзаб. - критическое
Рис. 3.12. Оптимизация забойных
давлений
С учетом статистического характера построенной зависимости диапазон
предельно допустимых значений забойного давления можно принять по кри-
терию максимума дебита, равным 5 6 МПа.
Разработка Ромашкинского месторождения всегда была в центре внима-
ния страны. На месторождении постоянно творчески совершенствовались
методы разведки и доразведки, системы разработки и методы контроля и
регулирования процессов выработки пластов. Были достигнуты большие ус-
пехи. Об этом свидетельствует перечень присужденных премий в области
геологии и разработки месторождения. Можно отметить премии им.акад.
И.М.Губкина в 1977г. за работу «Разработка и внедрение нового метода до-
разведки мпогопластовых нефтяных месторождений с применением комп-
лекса нейтронных методов», в 1982г. за работу «Увеличение нефтеотдачи
методом заводнения пластов при высоком давлении нагнетания», премии
Миннефтепрома в 1989г. за работу «Разработка и внедрение комплекса тех-
нологий воздействия полимерно-дисперсными системами с целью повыше-
ния нефтеотдачи пластов на поздней стадии эксплуатации нефтяных место-
рождений», в 1991г. за «Создание и широкое промышленное внедрение ме-
тодов регулирования процессов разработки при заводнении пластов на
нефтяных месторождениях Татарстана», в 1982г. была присуждена Государ-
ственная премия СССР за «Создание и внедрение высокоинформативных
импульсных методов широкополосного акустического и нейтронного каро-
тажа для повышения эффективности поисков, разведки и разработки нефтя-
ных и газовых мест орождений».
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
79
Ромашкинское месторождение вот уже несколько десятилетий является
поистине полигоном, на котором испытываются многие новейшие техноло-
гии, оборудование, приборы, методы контроля и регулирования процессов
разработки. На месторождении решаются проблемные вопросы по установ-
лению влияния плот ности сетки скважин на нефтеотдачу (основные площа-
ди месторождения), ускоренному созданию фронта заводнения (Азнакаевс-
кий эксперимент), снижению давления на забое добывающих скважин ниже
давления насыщения (Ташлиярский эксперимент), улучшению выработки
слабопроницаемых пластов и ВНЗ (Абдрахмановекая, Западно-Лениногор-
ская, Алькеевская, Восточно-Лениногорская площади), оптимизации дав-
ления нагнетания (Абдрахмановская площадь), применению гидродинами-
ческих и третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), новых мето-
дов контроля и регулирования процессов разработки.
В результате настойчивой творческой работы были решены коренные про-
блемы разработки, добычи и бурения скважин [44-52]:
- показаны основные недостатки методов заводнения при эксплуатации
неоднородных расчлененных объектов, разбуренных единой сеткой сква-
жин, и на основе этого уточнены принципы рациональной разработки место-
рождений, обеспечивающие полноту охвата пластов заводнением, улучше-
ние условий регулирования запасов, опережающую выработку базисных
пластов;
— обоснованы пути совершенствования систем разработки высокопро-
дуктивных залежей маловязких нефтей, приуроченных к сложногюстроеп-
ным терригенным коллекторам достаточной проницаемости, обеспечиваю-
щие достижение высокой (до 50—60%) нефтеотдачи;
— показаны особенности поздней стадии разработки месторождения и
рекомендованы пути обеспечения наиболее полной отработки охваченных
заводнением активных запасов нефти (АЗН), научно обоснованы системы
разработки, обеспечивающие ввод в активную разработку трудноизвлекае-
мых запасов нефти (ТЗН);
- решена проблема эффективной (с достижением нефтеотдачи до 40-45%)
системы разработки залежей нефти повышенной вязкости (до 60 мПа • с) в
терригенных коллекторах путем применения системы избирательного завод-
нения с закачкой воды в водоносные «окна» внутри залежи, применения
физико-химических МУН, внедрения нестационарного заводнения (НЗ),
оптимизации давления нагнетания и плотности сеток скважин;
- научно обоснована эффективная сист ема разработки залежей высоко-
вязкой нефти (более 60 мПа • с) в достаточно проницаемых терригенных
коллекторах и обоснованы критерии применения методов заводнения для
залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах;
— доказано существенное влияние плотности сетки скважин на произво-
дительность, технико-экономические показатели (ТЭР) разработки и неф-
80
Раздел первый
теотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принци-
пы рациональности начального и конечного уплотнения сетки скважин, уточ-
нены понятия резервного фонда и обоснованы методы их определения, обо-
снован принцип и определены условия эффективности применения двухста-
дийного разбуривания, создана методика рационального разбуривания
залежей с весьма неоднородными пластами;
— разработана методика разбуривания зонально неоднородных пластов,
позволившая сократить число бурящихся непродуктивных скважин с 8—30%
до 1-2%;
-предложены новые методы контроля и классификации методов регули-
рования процессов разработки, обоснованы и внедрены различные моди-
фикации НЗ с переменой направления фильтрационных потоков жидкости
(ФОЖ), доказана высокая эффективность ввода в разработку недренируе-
мых запасов, показаны пути существенного снижения добычи попутной воды
и закачки воды на поздней стадии, обоснована большая роль водоизоляци-
опных работ (ВИР) для регулирования выработки пластов неоднородного
объекта;
— уточнена классификация современных методов воздействия па пласт и
обоснованы геолого-физические критерии их применения, позволяющие
существенно расширить диапазон применения методов заводнения и наибо-
лее эффективных МУН;
- доказана высокая эффективность гидродинамических МУН, которые
согласно проведенным исследованиям могут увеличить нефтеотдачу на 8—
10%, проведена переоценка приоритетности применения третичных МУН;
- созданы новые конструкции скважин, позволяющие обеспечить падеж-
ную изоляцию и охрану питьевых вод при разработке месторождений, атак-
же создание конструкций скважин для разработки слабопроницаемых и во-
донефтенасыщенных пластов;
— повышена эффективность первичного (в процессе бурения) и вторич-
ного (перфорация) вскрытия пластов;
- разработаны новые, более эффективные технологии водоизоляционных
работ и стимулирования скважин в различных геологических условиях;
— созданы эффективные технологии подготовки нефти, сточной и пре-
сной воды для закачки в пласт;
— отработаны методы защиты скважин, оборудования, системы закачки,
сбора и транспорта от коррозии;
— отработаны основные вопросы экологического мониторинга геологи-
ческой среды и окружающей природы.
Следующим объектом подготовки и ввода в разработку на месторожде-
нии явились терригенные отложения бобриковского горизонта нижнего кар-
бона, ввод которых в эксплуатацию позволил несколько замедлить темны
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
81
падения добычи нефти по Ромашкинскому месторождению. В 1980 году
был достигнут максимум добычи по этому объекту в объеме 7,2 млн.т.
По бобриковскому горизонту были достигнуты высокие темпы отбора
нефти. Текущая добыча нефти в целом по горизонту перекрывала проект-
ный уровень благодаря интенсивной системе разработки и освоению наибо-
лее продуктивных участков.
При совершенствовании систем разработки залежей бобриковского го-
ризонта на месторождении получены следующие главные результаты:
- решена проблема эффективной (с достижением нефтеотдачи до 40-45%)
системы разработки залежей нефти повышенной вязкости (до 60 мПа-c) в
терригенных коллекторах путем применения системы избирательного завод-
нения с закачкой воды в водоносные «окна» внутри пласта, применения
физико-химических МУН, внедрения нестационарного заводнения (НЗ),
оптимизации давления нагнетания и плотности сетки скважин;
- научно обоснована эффективная система разработки залежей высоко-
вязкой нефти (более 60 мПа с) в достаточно проницаемых терригенных кол-
лекторах и обоснованы критерии применения методов заводнения для зале-
жей высоковязких нефтей в карбонатных пластах.
В последние годы осуществляется ввод в разработку залежей нефти в
верей-башкирских и кизеловских карбонатных отложениях. В результате
проведенных в течение 20 лет ОПР по поискам новых технологий выработ-
ки карбонатных отложений приняты достаточно эффективные современные
технологии разработки залежей со слабопроницаемыми, весьма неоднород-
ными коллекторами, насыщенными вязкой нефтью.
Вышеописанные результаты оптимизации системы разработки Ромашкин-
ского месторождения на перспективу нуждаются в дальнейшем совершен-
ствовании и развитии.
Очевидно, аналогичные принципы могут успешно применяться для раци-
ональной разработки высокопродуктивных месторождений России на по-
здней стадии. Современные МУН должны применяться с учетом этих прин-
ципов разработки.
3.3. Особенности геологического строения и разработки
малоэффективных месторождений
К малоэффективным мы относим месторождения, которые при примене-
нии традиционных методов разрабатываются со сравнительно низкими тех-
нико-экономическими показателями и низкой нефтеотдачей.
Причиной этого являются особенности геологического строения (неболь-
шие размеры месторождений, сравнительно низкая концентрация запасов
как по площади, так и по разрезу, превалирующая доля трудноизвлекаемых
запасов, низкая продуктивность скважин, большая зональная и послойная
82
Раздел первый
неоднородность пластов, более низкие товарные качества нефтей и попут-
ных газов) и удаленность от основных освоенных месторождений и райо-
нов добычи [27].
Все эти причины весьма усложняют вопросы освоения этих месторожде-
ний и вместе с тем делают задачу повышения нефтеизвлечения еще более
актуальной.
Основные особенности геологического строения малоэффективных ме-
сторождений в рассматриваемых условиях следующие.
]. Месторождения по размерам и запасам в основном относятся к кате-
гории мелких и средних. Как правило, они связаны с локальными подняти-
ями, осложняющими склоны Татарского свода и восточный борт Мелекес-
ской впадины.
2. Месторождения многоэтажные, многообъектные, включают около 700
залежей, приуроченных к 12 стратиграфическим комплексам. Наибольшим
развитием пользуются месторождения, представленные сочетанием залежей
трех-четырех нефтеносных этажей: ту рнейско-тульско-бобриковско-верейс-
ко-башкирские; кыновско-пашийско-турнейско-тульско-бобриковско-версй-
ско-башкирские. На долю их приходится около 80% разведанных запасов.
Так, на Старо-Кадеевском месторождении с извлекаемыми запасами
около 5 млн.т насчитывается 54 залежи нефти.
3. Базисные объекты, содержащие основные запасы, приурочены к сред-
ней части разреза. В тульско-бобриковских отложениях содержится 40,4%,
турнейских — 23,3%, верейско-башкирских — 21,5%, кыновско-пашийс-
ких - 14,6% запасов. Площади нефтеносности уменьшаются сверху вниз по
разрезу. Как правило, большую площадь нефтеносности имеют верейско-
башкирские, меньшую -турнейские и тульско-бобриковские и еще мень-
шую - кыновско-пашийские. Взаимное расположение залежей различных
горизонтов в пределах одного месторождения может характеризоваться как
полным, так и частичным совпадением их в плане.
4. Значительное развитие имеют залежи нефти в карбонатных отложени-
ях. В этих коллекторах содержится более 60% балансовых запасов.
5. Залежи характеризуются сравнительно низкой продуктивностью, боль-
шой зональной и послойной неоднородностью пластов, содержат в основ-
ном высоко вязкую нефть. Продуктивность скважин, пробуренных на зале-
жах в терригенных отложениях, 1—10 т/сут/МПа, в карбонатных коллекто-
рах - 0,5-5 т/сут/МПа.
Наибольшей продуктивностью отличаются терригенные отложения ниж-
него карбона, но по сравнению с залежами терригенного девона у них мень-
шая нефтенасыщспная толщина пластов, меньшая продуктивность скважин,
более высокие коллекторские свойства. Песчаники слабопроницаемые, сла-
боглинистые. Доля низкопроницаемых пластов незначительна. Продуктив-
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
83
ность скважин в 5-10 раз ниже, чем залежей горизонта Др это обусловлено
в основном высокой вязкостью нефти и частично — меньшей толщиной кол-
лектора.
Еще более неоднородны верейско-башкирские и турнейские залежи, пред-
ставленные преимущественно трещинными, порово-трещинными, трещин-
но-поровыми карбонатными коллекторами. Пористость по керну изменяет-
ся от 0,5 до 21%, составляя по подавляющему большинству залежей 5—
10%, проницаемость от 0,01 до 0,130 мкм2, в среднем - 0,02-0,050 мкм2.
Вязкость нефти в турнейском горизонте в основном аналогична вязкости
залежей в тульско-бобриковских отложениях, а в версйско-башкирских от-
ложениях она выше и колеблется от 60-80 до 500 мПа • с, составляя по
большинству залежей 80-120 мПа • с.
6. Эти месторождения в основном содержат трудноизвлекаемые запасы
нефти. Из общего количества запасов в среднем только 8% являются актив-
ными.
7. Превалирующая доля трудноизвлекаемых запасов нефти обуславлива-
ет низкую проектную нефтеотдачу. Нефтеотдача по малоэффективным мес-
торождениям изменяется в пределах 15 30%, а по отдельным залежам от 10
до 35%. Причем нефтеотдача для залежей втерригенных коллекторах в сред-
нем составляет около 30%, карбонатных - 17,5%.
8. Нефти этих месторождений, как правило, характеризуются более низ-
кими товарными качествами. Они относятся к категории высокосернистых
(содержание серы 1,8—3,5%) и особо высокосернистых (содержание серы
более 3,5%), а по плотности - к тяжелым (плотность оз' 870 до 895 кг/м3) и
битуминозным (плотность более 895 кг/м3) нефтям Это влияет па цену не-
фти и соответственно на геолого-экономическую оценку месторождений.
Разработка малоэффективных месторождений имеет свою специфику,
обусловленную особенностями геологического строения. Основные техно-
логические решения по системам разработки здесь также обладаю!' своей
спецификой. Без учета этих факторов невозможно обеспечить достаточно
эффективную разработку таких месторождений. Рассмотрим подробнее на-
правления повышения эффективности разработки таких месторождений,
учитывающие особенности их геологического строения [53,54].
Выделение эксплуатационных объектов
Многоэтажность и многопластовость малоэффективных месторождений
11рсдъявляют особые требования к выделению эксплуатационных объектов.
Исходя из опыта разработки и проведенных исследований, применяются
следующие критерии при выделении объектов разработки [55—59].
1. Объединяемые в один эксплуатационный объест пласты должны быть
представлены, как правило, одним типом коллектора и обладать близкими
84
Раздел первый
литолого-физическими свойствами. По проницаемости они должны отли-
чаться не более чем в 2-3 раза
2. Различие залежей по вязкости должно быть в таких пределах, при ко-
торых обеспечивается внедрение какого-либо метода воздействия, пригод-
ного по критериям для данных геолого-физических условий. Это положе-
ние относится прежде всего к залежам в терригенных коллекторах. Для кар-
бонатных коллекторов различие вязкостей, характерное для основных
месторождений, не имеет определяющего значения. Это объясняется прева-
лирующим влиянием на эффективность разработки весьма большой нео-
днородности пластов над вязкостной характеристикой.
3 В эксплуатационный объект объединяются пласты и горизонты одного
этажа нефтеносности на месторождениях с преимущественным совпадени-
ем залежей в плане, разрабатываемые на одном режиме. Недопустимо объе-
динять пласты, разрабатываемые на искусственном водонапорном режиме,
с пластами, разрабатываемыми па естественных природных режимах.
4. Благоприятным фактором является наличие выдержанных пачек не-
проницаемых пород, отделяющих разделяемые объекты друг от друга. Дос-
таточно падежным является раздел толщиной 4-5 и более ме тров.
5. Размеры выделяемых объектов в комплексе с проектируемыми мето-
дами воздействия, как правило, должны обеспечить достижение запланиро-
ванной нефтеотдачи и рентабельность разбуривания самостоятельной сеткой
скважин.
6. На одноэтажных месторождениях, как правило, выделяется один объект
разработки, на двухэтажных - два, грехэтажных и более — 3 4 объекта.
Размещение и плотность сетки скважин
Одним из основных вопросов при составлении технологической схемы
разработки малоэффективных месторождений является система размеще-
ния и плотность сетки скважин. Работами ученых и специалистов Татарста-
на убедительно показано, что в условиях неоднородных прерывистых плас-
тов основной фонд целесообразно размещать по равномерной квадратной
или треугольной сетке скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает
более достоверное описание залежи и тем самым создает лучшие условия
для последующей рациональной разработки. При этом квадратную сетку
скважин обычно используют при разработке многоэтажных месторожде-
ний, когда на месторождении выделяется четное количество эксплуатацион-
ных объектов. Если предусматривается выделение нечетного количества
объектов (с учетом возвратных), применяется равномерная треугольная сет-
ка скважин. На практике проектировщики стараются заложить треугольную
сетку скважин, обеспечивающую более высокий охват залежи дренирова-
нием и более высокую (на 3,4%) нефтеотдачу.
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
85
Большое значение на многопластовых месторождениях имеет взаимное
размещение сеток скважин выделенных эксплуатационных объектов. Это
связано с необходимостью создания условий для равномерного дренирова-
ния возвратных объектов или использования отработанных по отдельным
объектам скважин для повышения нефтеотдачи на невыработанных объек-
тах. Игнорирование этого фактора при проектировании систем разработки
многообъектпых месторождений Западной Сибири зачастую приводило к
невозможности использования отработанных скважин для выработки других
горизонтов, так как забои скважин на возвратном объекте совпадали друг с
другом. Это обстоятельство нами было учтено в Татарстане путем взаимного
вписания сеток скважин различных объектов (рис. 3.13). Эти схемы обеспе-
чивают наилучшие условия для использования возвратных скважин.
а - две квадратные равномерные совмещенные сетки с добуриванием скважин (V) на возвратный объект
б - три сетки с треугольной системой размещения скважин
в - две квадратные сетки с размещением более плотной в диагоналях редкой сеткой и добуриванием
скважин (V) на третий (возвратный) объект
г - две равномерные сетки с треугольной системой размещения с добуриванием скважин на возвратный объект
Рис. 3.13. Схема взаимного размещения различных эксплуатационных
объектов на многоэтажных месторождениях
Более сложной является проблема выбора плоти оста сеток скважин для
объектов с различными геолого-физическими свойствами пластов. Эта про-
блема решалась проведением большого объема опытно-промышленных ра-
бот по определению влияния плотности сеток скважин на производитель-
ность и нефтеотдачу залежей в различных горно-геологических условиях.
Результаты этих работ нами были обобщены [59] и на их основе построены
зависимости нефтеотдачи от плотности сеток скважин для залежей, пред-
ставленных карбонатными коллекторами (рис. 3.14).
86
Раздел первый
Рис. 3.14. Зависимость коэффици-
ента нефтеотдачи от плотности сет-
ки скважин для залежей нефти в
карбонатных коллекторах нижнего
и среднего карбона:
С. - нижний карбон, С, - средний карбон
Анализ этой зависимости показыва-
ет, что с увеличением удельной площа-
ди, приходящейся на скважину, нефте-
отдача уменьшается. Если при плотнос-
ти сетки скважин 16 га/скв. нефтеотдача
равна 12%, то при 9 га - 18,3%. Влия-
ние плотности сетки скважин на различ-
ных интервалах изменения неодинако-
во (табл. 3.4).
11аибольший прирост в нефтеотдаче на
1 га 0,90-0,92% (абсолютных) приходит-
ся па интервал изменения плотности сет-
ки скважин менее 5 и 15-25 га прирост
в нефтеотдаче при уплотнении naira со-
ставляет 0,6 -0,76%. Максимальный при-
рост в нефтеотдаче происходит при плот -
ности сетки скважин 9,5 га/скв.
С целью оценки оптимальной плотности сетки скважин для условий кар-
бонатных залежей (запасы на скважину и дебиты скважин взяты характер-
ные) была проведена серия технико-экономических расчетов, которые пока-
зали, что оптимальная S = 9-14 га/скв. Максимальный эффект получается
при более плотных сетках скважин в случае более высоких удельных запа-
сов на скважину.
ТаблицаЗ.4
Прирост в нефтеотдаче на различных интервалах изменения
плотности сетки скважин
Интервал изменения УПС, га/скв. Прирост в нефтеотдаче, %
абсолютный на 1 га
0-5 3,0 0,60
5-10 4,5 0,90
10-15 4,6 0,92
15-20 3,8 0,76
20-25 3,0 0,60
Использование этих зависимостей и опыта разбуривания залежей с раз-
личными геолого-физическими характеристиками с экономической оцен-
кой различного уплотнения сетки скважин позволяет определить оптималь-
ную сетку скважин, которая в дальнейшем закладывается при проектирова-
нии разработки.
Геологические основы применении методов повышении нефтеизвлечения
87
Порядок разбуривания месторождений
Вопрос порядка разбуривания дая малоэффективных месторождений име-
ет особую актуальность по причине высокой зональной неоднородности кол-
лекторов и небольших размеров залежей. В Татарстане нами были отработа-
ны следующие принципы разбуривания этих месторождений [60].
1) Разбуривание месторождений начинается с базисного объекта, содер-
жащего основные запасы, и с центральной части месторождения, на кото-
рой, как правило, имеются глубокие разведочные скважины.
2) Бурение скважин произведшая по принципу «от известного к неизве-
стному», который предполагает заложение первых добывающих скважин в
наиболее продуктивных частях, вблизи уже пробуренных. Чтобы решить
вопрос о целесообразности обустройства для дальнейшего разбуривания
месторождения, предусмагривается бурение оценочных скважин с целью
изучения отдельных блоков и приконтурной области (рис. 3.15).
3) Раньше предусматривалось выделение базисных и второстепенных
объектов. Базисные, как наиболее продуктивные, разбуривались в первую
очередь. После принятия Верховным Советом б.СССР «Основ законодатель-
ства о недрах» во избежание разубоживания запасов и в целях снижения
затрат на бурение и обустройство стало проводиться одновременное разбу-
ривание всех выделенных эксплуатационных объектов независимо от их про-
дуктивности. Но после перехода к рыночной экономике пришлось вновь
вернуться к этому вопросу. В современных рыночных условиях разбурива-
ние эксплуатационных объектов па месторождениях целесообразно прово-
дить поэтапно. На начальном этапе освоения месторождений производится
разбуривание всех рентабельных объектов одновременно. Нерентабельные
для разработки обьекгы не разбуриваются. На них должны проводиться опыт-
но-промышленные работы по отработке эффективных методов разработки
на небольших пилен ных участках. Практически эти объекгы консервируют-
ся до отработки эффективных технологий, либо до изменения экономичес-
ких условий разработки (налоговая политика государства, цепы на нефть и
др.), позволяющих обеспечить рентабельную разработку. На отдельных за-
лежах выделяются отдельные небольшие участки (1-2 элемента) для прове-
дения ОПР по отработке новых технологий будущего. С точки зрения повы-
шения эффективности использования запасов недр такая политика является
наиболее обоснованной, так как мы не портим менее продуктивные объекты
применением неэффективных для данных условий систем разработки, а со-
храняем их для будущего.
Разбуривание месторождений осуществляется повсеместно кустовым
способом.
88
Раздел первый
® Скважины разведочные пробуренные
О Скважины разведочные проектные
О°ч- Скважины оценочные
о Скважины проектные, независимые
оз Скважины проектные, зависимые
X Скважины проектные, отмененные бурением
* Скважины эксплуатационные, действующие
Скважины разведочные ликвидированные
" Контур нефтеносный по данным разведочного бурения
Контур нефтеносный по данным сейсморазведки
I I Участки залежей по данным сейсморазведки, подтвержденные эксплуатационным
бурением
I I Участки залежей, приращенные по данным сейсморазведки
I | Участки залежей, оказавшиеся непродуктивными по данным сейсморазведки
Рис. 3.15. Подготовка месторождений к разработке методами сейсморазведки
Ново-Шешминского месторождения
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
89
Оценка целесообразности применения и выбор систем
искусственного воздействия
Проблема обоснования необходимости внедрения методов воздействия
на малоэффективные залежи имеет важнейшее значение. Эта проблема яв-
ляется кардинальной. Поскольку эти залежи содержат в основном трудно-
извлекаемые запасы нефти, то по общепринятым канонам разработка их
возможна в основном на малоэффективных природных режимах. Исходя из
этого, эксплуатация большей части этих месторождений в современных ус-
ловиях нерентабельна.
По расчетам института «ТагНИПИнефть» нефтеотдача оказывается при этом
в 3—5 раз ниже, а затраты на освоение месторождения существенно превы-
шают удельные затраты на добычу нефти по высокопродуктивным объек-
там. Анализ показал, что рентабельно разрабатывать только небольшое чис-
ло объектов (Южно-Нурлагское, части Бурейкинского, Пионерского, Виш-
нево-Полянского месторождений) и ряд небольших залежей терригенного
девона, имеющих достаточный напор краевых вод. Поэтому без поисков
нестандартных решений по воздействию на пласт разработка большинства
малоэффективных месторождений была бы нерентабельной. Эта работа нами
проводилась в следующих направлениях [59]:
-анализ эффективности применяемых систем разработки по эксплуати-
руемым месторождениям;
— осуществление программы опытно-промышленных работ по отработке
22 гидродинамических технологических процессов разработки малоэффек-
тивных залежей на 80 участках 16 месторождений при разбуривании с плот-
ностью сетки скважин от 1 до 16 га/скв.
На большинстве этих участков применялось циклическое заводнение в
различных его модификациях, системы разработки с созданием каверн -
накопителей нефти (ИКНИ) в сочетании с направленными солянокислотны-
ми обработками (НСКО) скважин, методы бесперфораторного вскрытия
пластов, новые методы обработки призабойных зон скважин, сернокис-
лотных инъекций, чередующейся закачки нефти и воды, исследование ус-
ловий проявления и эффективности природного упруго-водонапорного
режима и др.
Несколько подробней остановимся на обобщении накопленного опыта
разработки малоэффективных месторождений. Прежде всего-о возмож-
ности и целесообразности применения методов заводнения. По общеприня-
тым критериям заводнение необработанной водой можно применять на зале-
жах вязкостью до 30 мПа • с; заводнение обработанной различными реаген-
тами водой (физико-химические методы) — на залежах вязкостью от 30 до
60 мПа • с; на залежах с большей вязкостью могут применяться только теп-
ловые методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Опыт разработки малоэф-
90
Раздел первый
фективных месторождений Татарстана показывает необоснованность этих
ограничений [59,61,62].
Нами накоплен большой положительный опыт нагнетания необработан-
ной воды в терригенные коллекторы, содержащие нефть вязкостью в плас-
товых условиях до 60 мПа с (Ново-Суксинское, Ульяновское, часть зале-
жей бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения). Получены
также положительные результаты опытно-промышленных работ на залежах
с вязкостью до 110-150 мПа • с (бобриковские отложения Ильмовского,
Бурейкинского, Нурлатского месторождений), на которых закачивалась как
облагороженная, так и обычная вода. Таким образом, для терригенных от-
ложений нижнего карбона доказана высокая эффективность заводнения
залежей вязкостью до 150 мПа с Можно полагать, что методы заводне-
ния могут быть достаточно эффективны и при более высокой вязкости не-
фти (до 500-600 мПа • с). Однако конечная нефтеотдача при применении
нестационарного заводнения для высокопроницаемых терригенных коллек-
торов, насыщенных высоковязкой нефтью, как правило, в два и более раза
ниже, чем для таких же пластов, содержащих маловязкую нефть.
А для карбонатных коллекторов эта разница еще выше. Поэтому для по-
вышения эффективности выработки запасов малоэффективных месторож-
дений необходимо применение новых МУН уже в начальной стадии освое-
ния месторождений.
Основным условием применения заводнения залежей высоковязких неф-
тей является наличие хороших коллекторских свойств пластов, достаточ-
ных для обеспечения приемистости скважин при оптимальных давлениях
нагнетания, и обязательное применение нестационарного (циклического) ме-
тода в сочетании с изменением направления фильтрационных потоков жид-
кости в пласте Причем период полуцикла устанавливается на основании
опытных работ по критерию обеспечения стабильности темпов роста обвод-
нения продукции и исключения прорыва вод по отдельным пропласткам.
Опыт применения заводнения показывает, что в благоприятных услови-
ях, характерных для терригенных отложений нижнего карбона (высокая про-
ницаемость пластов и удовлетворительная связь с законтурной областью),
достаточно эффективны системы законтурного, приконтурного и межкон-
турного заводнения - Шегурчинское, Беркет-Ключевское, Архангельское
месторождения. В других случаях эти системы заводнения не эффективны
(Ильмовское, Березовское, Бурейкинское) из-за запечатанности залежей или
наличия геологических экранов в виде эрозионных врезов (Тавельское).
Причем общая вязкость нефти (до определенного предела) по месторожде-
нию, видимо, здесь большой роли не играет. В качестве примера можно
привести положительные результаты законтурного заводнения бобриковс-
кой залежи Ново-Суксинского месторождения вязкостью нефти 64 мПа с.
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения 91
При больших размерах залежи (Архангельское, Бурейкинское, Нурлатс-
кое), наличии зон фациального замещения коллекторов в прикоптурной зоне
(Ульяновское), запечатанности залежи за счет окисленной (битуминозной)
нефти в прикоптурной зоне (Бурейкинское, Ильмовское, Березовское и др.)
целесообразно применение различных модификаций внутриконтурного за-
воднения. Обычно здесь применяется разрезание па трехрядные полосы (Яма-
шипское, Архангельское, Ерсубайкипское, Шегурчинское — верейский
объект), на пятирядпые полосы в сочетании с очаговым заводнением (Бав-
линское - турнейский объект), избирательное заводнение с закачкой в водо-
носные «окна» внутри залежи (Шегурчинское-тульско-бобриковский), па
очень мелких залежах очаговое и избирательно-очаговое (Северо-Тавельс-
кий участок) заводнение. При закачке воды всегда применяется нестацио-
нарное (циклическое) впутриконтурное заводнение при давлениях нагнета-
ния, обеспечивающих в зоне закачки воды давление, близкое к начальному
пластовому.
Исследованиями установлено, что различные участки большинства за-
лежей имеют различную вязкость, отличающуюся иногда друг от друга в
3-5 раз. Причины этого явления полностью не установлены. Но некоторая
закономерность прослеживается: вязкость нефти тем меньше, чем пласт
гипсометрически выше ВНК и чем дальше скважина отстоит от контура
нефтегазоносности. В этих условиях необходимо более тщательно иссле-
довать значения вязкости нефти по залежи и с учетом этого избирательно
намечать нагнетательные скважины, располагая их в зонах с меньшей вяз-
костью нефти. Можно расширить диапазон применения заводнения за счет
внедрения уже на второй стадии разработки некапиталоемких физико-хими-
ческих МУН.
Более сложной является проблема закачки воды в залежи, представлен-
ные карбонатными коллекторами. Для ее решения в Татарстане проведены
опытно-промышленные работы на 19 участках (38 нагнетательных скважин)
по большинст ву горизонтов, представленных карбонатными коллекторами.
Исследованиями последних лет обосновано широкое применение мето-
дов НЗ для разработки большей части залежей верейских, башкирских, ки-
зеловско-черепетских и данково-лебедянских отложений [63, 64, 65]. Для
остальной части карбонатного разреза с большой вертикальной или гори-
зонтальной трещиноватостью пород ведутся опытные работы с применением
НЗ в комплексе с новейшими МУН [59].
Таким образом, для решения целесообразности и выбора методов воз-
действия на малоэффективные залежи необходимо:
— определить возможность разработки залежи на достаточно эффектив-
ных природных режимах путем проведения гидродинамических исследо-
ваний;
92
Раздел первый
- при возможности разработки на эффективных природных режимах оп-
ределить степень связи с законтурной областью путем проведения работ по
опытной законтурной закачке воды и гидропрослушивапия;
— в благоприятных условиях организовать законтурное заводнение;
- при отсутствии или слабой связи с законтурной областью провести
ОПР по внутриконтурной закачке воды с применением пластовой или обла-
гороженной воды и при получении положительных результатов применить
метод искусственного воздействия;
— в случае неэффективности заводнения рассмотреть применение капита-
лоемких третичных, в основном тепловых МУН и при нецелесообразности
их применения залежь законсервировать до отработки рентабельных мето-
дов воздействия в будущем.
Обоснование рациональных значений пластовых и забойных давлений
Обоснование оптимальных значений пластовых и забойных давлений для
рассматриваемых условий имеет особенно важное значение. Это обуслов-
ливается особенностями геологического строения залежей.
По залежам с трудпоизвлекаемыми запасами особенно актуальной явля-
ется проблема необратимых деформаций пород при снижении давлений ниже
предельно допустимых. Здесь большую роль играют также такие факторы,
как интенсивное отложение асфальто-смолисто-парафиновых компонентов
в призабойных зонах скважин [66, 67].
Конечно, целесообразно эксплуатировать залежи при давлениях, близ-
ких к начальному пластовому. Однако технически осуществить это весьма
сложно и нужно искать оптимальные значения исходя из определения зави-
симости предельно забойного давления от пластового. Об этом говорилось
выше. Определение рациональных и предельно допустимых значений за-
бойного давления для конкретных залежей производится по гидродинами-
ческим исследованиям добывающих скважин со снятием индикаторных
кривых на различных режимах. Эти исследования аналогичны определению
предельно допустимых давлений на забоях добывающих скважин на высо-
копродуктивных месторождениях. Их надо проводить либо по каждому ме-
сторождению, либо, при невозможности, по типичным для данных условий
месторождениям [26].
Доразведка месторождений нефти
Этот вопрос для малоэффективных месторождений имеет особо важное
значение, что обусловливается вышеприведенными особенностями подго-
товки данных месторождений к промышленной разработке. Эти факторы, с
другой стороны, создают благоприятные условия для прироста запасов по
Геологические основы применения методов повышения нефтеизвлечения
93
месторождению в процессе реализации технологической схемы разработ-
ки. Поэтому в ней предусматриваются мероприятия по доразведке место-
рождения, включающие следующие положения [68-71]:
1. Размещение проектных скважин производится по всей предполагае-
мой площади нефтеносных залежей.
2. Размещение скважин осуществляется с учетом выхода части скважин
в законтурную область (обычно через 1-2 эксплуатационных ряда). Сква-
жины, попавшие в законтурную область, в дальнейшем используются для
закачки воды либо в качестве пьезометрических с целью контроля за режи-
мом залежи. Кусты скважин при этом размещаются на предполагаемом кон-
туре нефтеносности. При таком размещении скважин и кустов создается
весьма гибкая система изучения и эксплуатационного разбуривания. С кус-
тов скважин можно пробурить дополнительно до 2—3 рядов скважин, одно-
временно обеспечив прирост запасов; если площадь залежи сокращается,
то без ущерба отменяется бурение части приконтурных скважин. Такая сис-
тема позволяет на 2-3 года ускорить освоение приконтурных частей место-
рождений при одновременном уменьшении затрат на оконтуривание место-
рождения.
3. Исследование нижележащих и вышележащих (от базисного объекта)
пластов осуществляется но созданной рядом организаций (ВНИИЯГ, ВНИИ-
ГИС, объединением «Татнефть» и трестом «Татнефтегеофизика») и отрабо-
танной в Татарстане высокоэффективной методике доразведки [68].
4. В технологических схемах разработки за счет эксплуатационного бу-
рения предусматривается перевод запасов из категории С2 в промышленные
категории и поиск новых нефтеносных объектов.
94
Раздел второй
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
и геолого-физические критерии их применения
Важно знать новое, но не менее важно сформули-
ровать общеизвестное.
Илья Шевелев
Без знаний стандартных ситуаций невозможно
понимание ситуаций нестандартных.
Илья Шевелев
Глава 4
МЕТОДЫ КОМПЛЕКСНОГО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОГО
АНАЛИЗА ЗАВОДНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ И ОЦЕНКИ
НЕФТЕОТДАЧИ
И связь всеобщую вещей
Открыв, легко мы подытожим:
Когда касаемся цветка.
Звезду далекую тревожим.
Б.Франклин
Не ломай дверь - она легко открывается ключом.
Надпись на дверях Р.Гамзатова
4Л. Запасы, ресурсы нефти и газа, нефтеотдача
и пути ее увеличения
Основой развития нефтедобычи является обеспеченность ее разведанны-
ми запасами нефти. Поскольку на динамику и экономику добычи определя-
ющее влияние оказывают извлекаемые запасы нефти, то вопросы повыше-
ния нефтеотдачи наряду с традиционными геологоразведочными работами
могут рассматриваться как способы восполнения запасов нефти. Таким
образом, подготовка (восполнение) запасов может происходить двумя пу-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
95
тями: традиционные геологоразведочные работы и повышение нефтеизвле-
чения. Причем роль последнего направления увеличивается в старых нефте-
добывающих районах и на месторождениях, находящихся в поздней стадии
разработки. Это объясняется тем, что возможности традиционных способов
подготовки новых запасов со временем уменьшаются, а изученность особен-
ностей геологического строения и применения новых технологий увеличива-
ется. На этих, казалось бы, понятных положениях приходится акцентировать
внимание, поскольку должностные лица в государственных структурах, да и
руководители некоторых частных нефтяных компаний второму направлению
воспроизводства запасов нефти не уделяют должного внимания.
Значение направления повышения нефтеотдачи можно проиллюстриро-
вать на примере Татарстана. Здесь на современной стадии освоения ресур-
сов нефти на долю повышения нефтеотдачи приходится 10-12% ежегодного
восполнения запасов, затем к 2020 г. планируется увеличение этого показа-
теля до 25%, а к 2050 г. - до 50%.
Запасы нефти и газа—важнейший показатель значимости залежи, место-
рождения. Запасы—это выявленная и подсчитанная часть ресурсов.
Запасы — количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них по-
путных компонентов, находящихся в недрах во вскрытых бурением залежах
и подсчитанных по результатам геологоразведочных работ и разработки.
Ресурсы (геологическиересурсы) - количество нефти, газа, конденсата и
попутных компонентов в невскрытых бурением залежах, наличие которых в
недрах предполагается на основе результатов геологических, геофизичес-
ких и геохимических исследований.
Большинство исследователей ошибочно отождествляют геологические
и балансовые запасы нефти. Геологические запасы — это запасы нефти и
газа в недрах. Обычно они не подсчитываются, и их мы не знаем. Объектом
подсчета являются балансовые запасы нефти и газа. Они выделяются из
геологических с применением кондиционных значений пород-коллекторов.
Кондиционными называют граничные значения свойств нефтегазонасы-
щенных пород, разделяющих их на коллекторы и неколлекторы, а также на
коллекторы с разными промысловыми характеристиками. Эти граничные
значения называют также нижними пределами значения свойств продуктив-
ных коллекторов (по пористости, проницаемости и нефтенасыщениости).
Объекты, имеющие параметры ниже кондиционных, не учитываются, и мы
их просто не принимаем во внимание [72,73].
Согласно действующей классификации, запасы месторождений нефти и
газа по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, под-
лежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в на-
стоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение
которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически
96
Раздел второй
и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть пере-
ведены в балансовые.
Забалансовые запасы также выделяются из геологических с учетом кон-
диционных значений пород-коллекторов, принятых для определения балан-
совых запасов.
В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержа-
щихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые за-
пасы (в США - reserves), т.е. часть балансовых, которую экономически це-
лесообразно извлечь из пласта при рациональном использовании современ-
ной техники и технологии добычи нефти и газа.
Различаю!' начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата.
Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые) запасы
УВ - это запасы залежи или месторождения до начала разработки. Текущие
балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы — это запасы,
составляющие па определенную дату разность между начальными запасами
и накопленной добычей.
Балансовые запасы могут увеличиваться за счет неучтенной части геоло-
гических запасов по мере развития техники и технологии разработки нефтя-
ных месторождений, позволяющих снижать кондиционные значения пород
коллекторов (толщина, проницаемость, нефтенасыщенность), и изменения
геологической модели объекта, при появлении таких данных их следует пе-
ресчитывать.
Извлекаемые запасы — количество нефти, газа, конденсата и попутных
компонентов, извлечение которых из открытых залежей экономически эф-
фективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использова-
нии современных технических средств и технологии добычи с учетом со-
блюдения требований по охране недр и окружающей среды.
Извлекаемые ресурсы - количество нефти, газа, конденсата и попутных
компонентов, которое предполагается извлечь из неоткрытых залежей.
В проекте новой «Классификации запасов, перспективных и прогнозных
ресурсов нефти и горючих газов» сохранена преемственность с действую-
щей классификацией при выделении категорий запасов и ресурсов по сте-
пени геологической изученности и достоверности. В ней запасы нефти и
газа по степени геологической изученности и обоснованности подразделя-
ются на категории А (изученные), В (разведанные), С] (оцененные) и С2 (не-
разведанные).
По степени геологической изученности и обоснованности ресурсы нефта
и газа подразделяются на категории D| (перспективные), D2 (прогнозные
частично локализованные) и D3 (прогнозные нелокализованные).
По степени промышленного освоения предусматривается разделение за-
пасов и ресурсов нефти и газа на: извлеченные, освоенные и неосвоенные.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
97
Извлеченные запасы (накопленная добыча—категория Fo) - количество
нефти, газа и конденсата, добытое из залежи в процессе разработки.
Освоенные запасы - запасы нефти, газа и конденсата залежей, разбурен-
ных сеткой эксплуатационных скважин в соответствии с проектным техно-
логическим документом на разработку. Освоенные запасы подразделяются
на категории F, (разрабатываемые) и F, (неразрабатываемые).
Неосвоенные запасы - запасы нефти, газа и конденсата залежей, не раз-
буренные эксплуатационной сеткой скважин. Неосвоенные запасы подраз-
деляются на категории F3 (подготовленные) и F4 (неподготовленные).
Кроме того, выделяется категория Fs - извлекаемые ресурсы нефти и
газа неоткрытых залежей, коэффициент извлечения по которым принят по
аналогии с изученными залежами.
В соответствии с требованиями рыночной экономики в новой классифи-
кации предусматривается выделение категорий извлекаемых запасов, перс-
пективных и прогнозных ресурсов нефти и газа по экономической эффек-
тивности.
Извлекаемые запасы по экономической эффективности на основе расче-
та значения показателя чистого дисконтированного дохода, определяемые
при фиксированных нормах дисконта, подразделяются на рентабельные (ЕД
гранично-рентабельные (Е2) и нерентабельные (Е3).
Извлекаемые ресурсы нефти и газа подразделяются на возможно рента-
бельные (Е4), неопределенно рентабельные (ЕД
Категория Е1 (рентабельные запасы)—запасы, извлечение которых рен-
табельно в действующих экономических условиях. По величине показателя
чистого дисконтированного дохода при фиксированной величине показате-
ля дисконтирования запасы делятся на высокорентабельные и нормально
рентабельные.
Категория Е? (гранично-рентабельные запасы) - запасы, извлечение ко-
торых рентабельно только при определенных экономических условиях.
Категория Е3 (нерентабельные запасы) - запасы, добыча которых в дей-
ствующих экономических условиях нерентабельна.
Категория Е4 (возможно рентабельные ресурсы) - ресурсы, имеющие
положительную предварительно оцененную рентабельность.
Категория Е5 (неопределенно рентабельные ресурсы) - ресурсы, пред-
варительно оцененная рентабельность которых отрицательна.
Новая классификация с выделением категорий запасов по степени про-
мышленного освоения и экономической эффективности будет способство-
вать целенаправленному созданию и применению МУН, а разделение ре-
сурсов нефти и газа по вышеназванным критериям позволит целенаправ-
ленно и более эффективно вести нефтепоисковые и разведочные работы на
новых территориях и новых перспективных объектах.
98
Раздел второй
Остановимся подробнее на физической сущности КИН и методах его
определения.
Коэффициентом извлечения нефти (К и) называется отношение количе-
ства нефти (Qt), добытой из залежи или ее части с начала разработки в тече-
ние времени (t), к балансовым запасам (Q6) залежи:
К = Q/Q.
ни
Различают текущий и конечный коэффициенты извлечения нефти:
Q =Qr K ,
ни’
где Q - извлекаемые запасы нефти.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выра-
ботки балансовых запасов залежи на определенную дату.
Конечный коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выра-
ботки балансовых запасов залежи на момент окончания разработки.
Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:
-статистический, основанный на полученных с помощью многофактор-
ного анализа статистических зависимостях между конечными КИН и опре-
деляющими его различными геолого-физическими и технологическими фак-
торами;
- покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияю-
щих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характе-
ристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедре-
нию системы разработки;
- основанный на технологических расчетах показателей нескольких ва-
риантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса
фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи
нефти.
Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскры-
вает физическую сущность КИН.
Коэффициент извлечения нефти представляет собой произведение коэф-
фициентов вытеснения, заводнения и охвата:
К =К К К ,
ни в зав охв’
где коэффициент вытеснения (Кв) - отношение количества нефти, вытес-
ненного при длительной интенсивной промывке объема пустотного простран-
ства коллектора, в который проник рабочий агент, к начальному количеству
нефти в этом же объеме; значения (Кв), как правило, определяются экспери-
ментально на образцах коллекторов, т.е. на микроуровне в лабораторных
условиях при промывке образцов бесконечно большими объемами воды.
Коэффициент вытеснения находится в прямой зависимости от коллектор-
ских свойств, структуры, текстуры и минерального состава коллектора, т.е.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
99
от геолого-физических (природных) свойств пластов. Он имеет большое
значение для оценки эффективности применяемых систем разработки. Обычно
по нему можно определять предельно возможные значения КИН при разра-
ботке месторождений на эффективных природных режимах и современных
методах разработки с применением заводнения.
Коэффициент заводнения (К1в) — отношение количества нефти, вытес-
ненного из промытого объема пустотного пространства, в который проник-
ла закачиваемая (или законтурная) вода при промывке его до заданной об-
водненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесняемому из того
же объема пустотного пространства при полной его промывке (когда сква-
жины начнут давать чистую воду), т.е. к количеству нефти, определяемому
коэффициентом вытеснения (коэффициент заводнения по существу отража-
ет тот факт, что полная промывка пустотного пространства при современ-
ных принципах разработки не достигается).
В отличие от коэффициента вытеснения коэффициент заводнения в ос-
новном определяется экономическими критериями.
Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения (Кохв)—это отноше-
ние суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти
к забоям добывающих скважин, когда дренирование залежи в целом проис-
ходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо
важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема
процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают
ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты
нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря
чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствую-
щими продуктивной характеристике перфорированных пластов.
Коэффициент охвата вытеснением (Кохв) представляет собой отношение
части эффективного объема залежи эксплуатационного объекта (V ), уча-
ствующего в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к об-
щему эффективному объему залежи (объекта) (Vo6iu).
К = V /Vf.
охв охв общ
Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу, используемую для
прогноза коэффициента нефтеотдачи. Его величина оказывает большое вли-
яние на конечную нефтеотдачу и на темпы добычи нефти. Достижение воз-
можно большей величины этого коэффициента играет решающую роль при
выборе системы разработки для новой залежи и является основной целью
развития и совершенствования этой системы, а также управления протекаю-
щими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки.
Различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по пло-
щади. Коэффициент охвата вытеснением по мощности (К хвЬ) определяется в
100
Раздел второй
скважине как отношение нефтенасыщенной мощности, подвергающейся
воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объек-
та. В нагнетательных скважинах подвергающимися воздействию считают те
пласты и прослои эксплуатационного объекта, в которые поступает нагнета-
емая вода, а в добывающих скважинах—пласты и прослои, активно отдаю-
щие нефть в условиях стабильного или даже возрастающего пластового
давления.
Коэффициент охвата вытеснением по площади (Koxbs) определяют для
каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он ра-
вен отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей пло-
щади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. Величины КохвЬ,
Кож и Кохв зависят от геологической характеристики эксплуатационного
объекта. Большое влияние оказывают также степень соответствия принятой
системы разработки геологической характеристике объекта и условиям ее
реализации.
На практике наиболее часто коэффициент охвата определяется известны-
ми методами геолого-промыслового анализа состояния выработки пластов
продуктивного горизонта [26,74-78].
В методическом «Руководстве по анализу текущего состояния разработ-
ки нефтяного месторождения (залежи) по коэффициенту извлечения нефти
(при водонапорном режиме разработки)», составленном НПО «Нефтегаз-
технология» в 2001 г., предлагается определять коэффициент охвата процес-
сом вытеснения как сумму из 4 коэффициентов:
v г* тг” v“* v’*”
1. Коэффициент К] учитывает прерывистость нефтяных пластов и зави-
сит от плотности сетки скважин и схемы размещения добывающих и нагне-
тательных скважин. Методы по определению К, разработаны в СибНИИНП,
ТатНИПИнефть, ВНИИ, БашНИПИнефть, уфимском филиале «ЮганскНИ-
ПИнефть», НПО «Нефтегазтехнология» и др.
В общем виде
Kj* = e~a S, доли ед.,
где а = тр -W2
скв
км2
- параметр, характеризующий систему заводне-
ния: при линейной системе заводнения /ир = т, т.е. числу добывающих ря-
дов между двумя нагнетательными рядами; при площадной и избирательной
системах тр = 1 при т < 3 и тр = 2 при т = 6—8; W— доля общей площади
продуктивного пласта, занятой неколлектором, при взаимном совершенно
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
101
хаотическом размещении зон коллектора и неколлектора; S1 - плотность сетки
скважин, км2/скв задается или определяется по формуле:
= —, км2 /скв,
по
здесь площадь нефтеносности залежи S берется в км2.
2. Коэффициент К** учитывает неполное использование начальных из-
влекаемых запасов нефти при ограниченной продолжительности службы
скважин:
КГ =
£?0рац £?0мин
С?0рац
. О)рац
1
к
—, доли ед.,
где Г - принятый срок службы скважины, годы, q'o - амплитудный дебит
нефти, приходящийся на одну пробуренную скважину, тыс.т/год • скв; £?орац,
Ймин -соответственно рациональные и минимальные извлекаемые запасы
нефти на одну пробуренную скважину, тыс.т/скв.
Величина £>омин определяет минимальные извлекаемые запасы нефти,
окупающие затраты на бурение, обустройство и эксплуатацию одной сква-
жины. Находится из следующего соотношения:
Г 1 3* I Лк
[Спр+Зт (Во' Тс ! 3"no-gp
1 + Z, 0,5(1-^) + ^ (l-^ + Z,
[ Х-{з:+ЗГ^•[Я Ио + (1-Л)]}
ще
2 _ i . ^^мин
Яо
Величина рациональных запасов 0орац определяет рентабельную разра-
ботку залежи и находится из соотношения:
102
Раздел второй
[спр+зГ(Ио-1)]-^ = 3т+£ + з7-Ио-д; +
(1+Z2)2 [o,5 (1-^p)+z2]2 [(1-лр)+22]2
, {Зк+3Г - ?о • [л - Мо + (1 - Л)]}
(Z2)2
где
Z — X
Jo
Экономические показатели 3*, Зк , Зт, 3** берутся из таблицы 4.1 по фак-
тическим затратам НГДУ, Спр - по нормативам НК; амплитудный дебит опре-
деляется по формуле:
= ^ - т]ср- ДР - ср • Т 10 3, тыс.т/год
где коэффициент дисконтирования X означает приведение экономических по-
казателей, выраженных в ценах разных лет; <р—функция относительной про-
изводительности скважин, доли ед.
р, — соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пласто-
вых условиях определяется по выражению:
Цн I I 5
р* =—к2’, доли ед.
Ма
ц0 - коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти
и вытесняющего агента в пластовых условиях:
для чисто нефтяных зон (ЧНЗ) и бесконтактных зон ВНЗ:
Ио = ^(1 + р.)-у., доли ед.
для нефтяных пластов с подошвенной водой при отсутствии непроница-
емых прослоев (контактные зоны ВНЗ):
Мо = М* ’ У*, ДОли ед.
где у* = уа/ун —соотношение удельных весов вытесняющего агента и нефти
в пластовых условиях;
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
103
- показатели обводнения продукции А и Лср определяются следующим
образом:
Расчетная предельная обводненность добываемой жидкости для ЧНЗ:
л -^2
А = ----д---ГЛ----’ до-"и ед->
4 + v 4/ р0
для бесконтактной зоны ВНЗ
А =
4
1-4
— --—, доли ед,
4
—— + Ро
1-4
для контактной зоны ВНЗ:
А2 А%
. 1-4 1-4
А =------------доли ед.,
где А2 — начальная весовая обводненность пластов контактной зоны ВНЗ
(пластов с подошвенной водой без глинистых перемычек).
Средняя расчетная обводненность накопленной за весь срок разработки:
Аср = 1 - К3/Т, доли ед.
Коэффициент дисконтирования X означает приведение экономических по-
казателей, выраженных в ценах разных лет, к единой размерности (к ценам
базового года). Обычно дисконт составляет 10% в год.
Обозначения исходных данных и их единицы измерения приведены па
примере одной из площадей Ромашкипского месторождения (табл. 4.1).
3. Коэффициент К1 учитывает потери балансовых запасов в зонах с неф-
тенасыщенными толщинами меньше предельных значений. Эти запасы не
охвачены сеткой скважин и практически не вырабатываются.
4. Предельное значение нефтепасыщеппых толщин определяется следую-
щим образом:
для чисто-нефтяной зоны (ЧНЗ):
, _ ^пРЛ
пр л .(/>о -р )’ М’
1ср V ПЛ СЭ/
104
PaiMe.ii Kiupoii
Таблица 4.1
Исходные данные для определения КИН
Параметр Обозна- чение Единица измерения Величина
1. Балансовые запасы нефти Сб тыс.т 569898
2. Площадь нефтеносности тыс.м2 295423
3. Средняя нефтенасыщенная толщина к м 16,6
4. Начальная нефтенасыщенность Р.. доли ед. 0,822
5. Общая толщина пласта ^общ м 37,8
6. Эффективная толщина нефтеводоносного пласта ^вп м -
7. Средняя проводимость нефтенасыщенной части пласта контактной зоны ВИЗ (kh)D 2 МКМ .м -
8. Средняя проводимость водонасыщенной части пласта контактной зоны ВНЗ 2 МКМ .м -
9. Коэффициент песчанистости юс доли ед. 0.520
10. Коэффициент расчлененности Красч доли ед. 5,3
11. Квадрат доли общей площади продуктивного пласта, занятой неколлектором И'2 скв/км2 0,2
12. Средний коэффициент продуктивности скважин Лсп т/сут.МПа 72,3
13. Средний коэффициент проницаемости к мкм2 0,630
14. Средний коэффициент вытеснения К2 доли ед. -
15. Послойная неоднородность продуктивного пласта доли ед. 0,526
16. Зональная неоднородность продуктивного пласта доли ед. 0,585
17. Проектный фонд скважин «0 шт 2743
18. Количество скважин, по которым определен коэффициент продуктивности и„ шт 855
19. Давление на забое нагнетательных скважин р * сн МПа 29
20. Давление на забое добывающих скважин р 1 сэ МПа 12
21. Система заводнения Внутриконтурная блочная
22. Схема размещения скважин Равномерная
23. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин т доли ед. 2,3
24. Количество добывающих скважин первого ряда на одну нагнетательную скважину доли ед. 1,0
25. Параметр, характеризующий систему заводнения (используемый при определении К) ) доли ед. 1
26. Расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядами м 600
27. Расстояние между скважинами в нагнетательном ряду 2о„ м 500
Современные методы увеличения псфтствлс Ч С11 и я
105
Окончание табл. 4.1
Параметр Обозна- чение Единица измерения Величина
28. Среднее время работы одной скважины в году т сут 292
29. Плотность сетки скважин s'v км2/скв 0,14
30. Срок службы скважин Тс Годы 50
31. Характер насыщения пластов (ЧНЗ или ВНЗ) ЧНЗ
32. Начальное пластовое давление р° * пл МПа 17,5
33. Вязкость нефти в пластовых условиях Ин мПа с 4,0
34. Вязкость вытесняющего агента в пластовых условиях На мПа с 1,0
35. Удельный вес нефти в пластовых условиях Yu т/м3 0,825
36. Удельный вес разгазированпой нефти уГ т/м3 0,864
37. Объемный коэффициент нефти в„ м3/м3 1,1765
38. Удельный вес вытесняющего агента в пластовых условиях Ya т/м3 1,0
39. Предельная себестоимость добычи 1 т нефти, равная принятой цене на нефть СПр руб/т 1041
40. Эксплуатационные затраты, отнесенные к одной действующей скважине 3* з; руб/т тыс.руб/год 685 250
41. Эксплуатационные затраты, отнесенные к одной тонне добываемой жидкости зГ руб/т 30
42. Капитальные затраты на бурение и обустройство одной скважины з: тыс.руб 2349
43. Капитальные затраты, приведенные к 1 т добываемой жидкости зГ руб/т 30
где минимальное значение дебита нефти находится по формуле:
, [спр+(Ио-1)-з;*] [з:+к з:]-(Ио-1) х-з;-з:* ю3 /
о»р = —Г-------------ТГГГ------«-----------------------, т/сут,
[спр+(Ио -1) зт ] [спр - зт J- ц0 . X. зк спр т
размерности нормативов такие же, как и при определении рациональных
и минимальных запасов нефти.
Для водо-нефтяной зоны (ВНЗ):
- предварительно определяются общая эффективная толщина , = /?„+А ,
амплитудный дебит нефти одной скважины (т/сут), начальная весовая об-
водненность;
106
Раздел второй
—определяется начальный дебит жидкости:
I ____?о 'Мо__
ж (1-4)-Ио+4
, т/сут;
-определяем предельную нефтенасыщенную толщину:
где Кн, Кв - проницаемость для нефти в нефтенасыщенпой и для воды в
водонасыщепиой части пласта, мкм2; р0 - определяется по формуле для ВИЗ;
Зт, Зт - нормативы, соответственно руб/сут, руб/т.
Далее на карте нефтенасыщенных толщин предельной изопахитой (hnp)
выделяется зона с толщинами меньше Л . Объемным методом определяют-
ся запасы нефти этой зоны Qf и определяется коэффициент К,
К. = 1---доли ед.
Qe
Затем определяется рациональная плотность сетки скважин, соответству-
ющая рациональным запасам нефти.
Общее число скважин, которое необходимо пробурить для достижения
рациональной плотности сетки, определяется следующим образом:
бе 'К] -К, -К2-К3 I а 5>н 4 борщ
2-Йрац ’ V е6кГ-к;”к2-к3
где 06 - тыс.т; ^рац - тыс.т; £ - км2;
а = тр W2
1
км2
Рациональная плотность сетки скважин:
ш_Ю0 5н
—
га/скв.
«о
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 107
5. Определение коэффициента К****
Для залежей с аномальными свойствами нефти вводится коэффициент:
где величины аир подбираются для каждого объекта по результатам лабо-
раторных исследований и пробной эксплуатации залежей:
АР = Рс„ - Рсэ [кг/см2].
При расчетах изложенным методом можно пользоваться, но с опреде-
ленными оговорками:
коэффициент К1 можно не учитывать, так как по мере разработки в кон-
кретных условиях мы определяем реальный срок службы скважин и в соот-
ветствии с этим в последующих проектных документах обосновываем бу-
рение скважин-дублеров для замены физически изношенного фонда;
коэффициенты К*, К'*'* учитываются проектировщиками при проведении
гидродинамических расчетов, а коэффициент К’" обычно ими не учитыва-
ется. При этом на участках с мощностями ниже предельных скважины не
размещаются, а запасы остаются как извлекаемые, хотя в этих зонах отби-
рается только часть утвержденных запасов.
Расчет КИН, выполненный покоэффиниентным или статистическим ме-
тодами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано
как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного
их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния
каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соот-
ветствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физичес-
ким условиям.
Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на ко-
нечный КИН, позволяет третий способ — геолого-математическое моделиро-
вание процессов фильтрации на трехмерных моделях с помощью быстро-
действующих современных ЭВМ.
Применяемые методы увеличения нефтеотдачи на современном этапе в
основном направлены на повышение охвата залежи заводнением и только
частично - на повышение коэффициента вытеснения. Это объясняется боль-
шими возможностями увеличения этого коэффициента. Из-за неоднородно-
сти и высокой расчлененности выделяемых даже высокопродуктивных объек-
тов разработки обычно охват заводнением на начальных стадиях разработки
бывает низким и по большинству объектов не превышает 50%. В случае
охваченных заводнением пластов коэффициент вытеснения, как правило,
быстро достигнет максимальных значений и для его увеличения необходимо
сменить вытесняющий агент. А это существенно увеличивает затраты, по-
108
Раздел второй
скольку нужен достаточно эффективный агент, увеличивающий вытеснение
не на единицы, а на десятки процентов. Пока такие вытесняющие агенты при
заводнении на практике не найдены. Лучше работают различные компози-
ции, особенно разработанные ИХН СО РАН.
Причины образования неизвлекаемой при традиционных технологиях не-
фти и пути ее извлечения приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2
Причины образования Пути извлечения
Расчлененность, прерывистость пластов охватывает 01, —0,8 объема залежи Повышение охвата дренированием за счет системы размещения скважин, выбора объектов, вскрытия пластов, оптимизации давления нагнетания и совершенствования системы ППД
Неоднородность пластов по проницаемости от 0,01 до 3-4 мкм2 Выравнивание проводимости пластов за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды, увеличения вязкости воды и др.
Вязкость нефти больше вязкости воды и изменяется от 1-5 до 50- 1000 мПа с Снижение вязкости нефти, увеличение вязкости воды; объемное расширение нефти
Межфазные, молекулярные силы на контакте нефти с водой и породой составляют 18-30 мН/м Устранение межфазного натяжения на контакте нефть- вода; гидрофилизация пористой среды
Микронеоднородность составляет 1 • 10’4 - 1 см; удельная поверхность пористой среды (0,0 5'3) • 1 О'4 см2/см3, или (0,02-1,5 м2/г) Ослабление молекулярных и проявление гравитационных сил
Следующим направлением повышения балансовых и извлекаемых запа-
сов на месторождениях могут стать методы, позволяющие расширить кон-
диционные значения пород-коллекторов.
В настоящее время накоплен значительный опыт обоснования предель-
ных значений параметров нефтегазонасыщенных пород, который использу-
ется при подсчете запасов, но применяемые методы требуют дальнейшего
развития 172 74].
Расширение кондиционных значений пород-коллекторов возможно за
счет уточнения деталей геологического строения залежей и применения
методов повышения нефтеотдачи. Так, кондиционные значения пород-кол-
лекторов для Ромашкинского месторождения приняты по проницаемости
выше 0,030 мкм2, для Ново-Елховского - еще выше 0,070 мкм2. Ранее эти
значения составляли 0,010 мкм2. Применение ряда современных МУН по-
зволяет снизить кондиционные значения и получить нефз ь из пород, считаю-
щихся в настоящее время некондиционными. Это применение новых мето-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
109
дов вскрытия пластов, ГРП, горизонтальное бурение, бурение боковых ство-
лов, микробиологические и газовые МУН.
Применение МУН должно начинаться с оптимизации гидродинамическо-
го режима разработки нефтяных месторождений. Даже применение основ-
ных третичных МУН (физико-химических, физических, микробиологичес-
ких, а в ряде случаев термических, и части газовых) необходимо начинать с
применения гидродинамических МУН.
Гидродинамическими называют методы, существенно улучшающие вы-
теснение нефти водой по сравнению с первоначально применяемыми в 50-
60-х годах прошлого столетия сис темами разработки. Выделение для анали-
за выработки пластов в качестве самостоятельных гидродинамических МУН
обуславливается, во-первых, их исключиз'ельно высокой эффективностью,
во-вторых, тем, что в разных нефтяных компаниях (НК) к применению этих
методов относятся по-разному. Одни, более прогрессивные НК, весьма
широко применяют эти методы и успешно разрабатывают месторождения
(Ромашкипское, Туймазинское, Кулешовское, Зап.Сургутское, Федоровс-
кое и др.), другие - слабо внедряют эти методы и неэффективно разрабаты-
вают нефтяные месторождения (Ватьегапское, Южно-Ягунское, Варьеганс-
кое и др.).
4.2. Методика комплексного геолого-промыслового анализа
заводнения коллекторов и оценки нефтеотдачи
Эта методика создавалась с начала внедрения внутриконтурного завод-
нения. В настоящее время способов анализа достаточно много, но все они
направлены на решение i лавных задач разработки месторождений — количе-
ственного определения охвата залежей заводнением (дренированием), раз-
мещения и плотности остаточных запасов нефти.
В настоящее время широкое повсеместное применение в нефтепромыс-
ловой практике нашли современные карты разработки пластов эксплуата-
ционного объекта, на которых на определенную дату (обычно на конец от-
четного года) на уточненную геологическую основу с выделением типов
коллекторов с указанием их толщины наносятся заводненные в процессе
эксплуатации зоны за счет подъема ВПК, продвижения контуров нефтенос-
ности пластовых и закачиваемых вод и их прорыва в добывающие скважи-
ны, наносятся дебиты нефти, жидкости добывающих и приемистость нагне-
тательных скважин, полные данные о состоянии всех пробуренных скважин
(рис. 4.1). На этих картах промысловые геологи намечают, реализуют и кон-
тролируют выполнение ГТМ по обеспечению заданных норм отбора нефти,
жидкости и закачки воды, а также состояние выработки эксплуатационного
объекта. Несмотря на появление геолого-гидродинамических моделей раз-
работки эксплуатационных объектов, оперативная работа промысловых гео-
но
Раздел второй
логов на уровне нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) и цехов по добы-
че нефти ведется на приведенных картах. В настоящее время на этих картах
приводятся данные по состоянию заводнения коллекторов. С использованием
специальных критериев определения степени заводнения коллекторов на кар-
тах разработки выделяются заводняемые зоны [74-84]. Современная техно-
логия построения карты текущей нефтенасыщенности пластов (рис. 4.2) мпо-
гопластового объекта включает:
1. Расчет' нефтенасыщенности пластов по стандартному комплексу гео-
физических исследований скважин но всему фонду скважин на дату буре-
ния скважин с использованием методик согласно [85, 86].
2. Расчет по всем добывающим скважинам с обводненной продукцией
значений текущей нефтенасыщенности пластов согласно [87]
Определения текущей нефтенасыщенност и по геофизической информа-
ции наиболее точны, однако возможны лишь в ограниченном числе сква-
жин. Необходимым условием в этом случае является знание минерализации
воды в прискважинной зоне разрабатываемых пластов. В открытом стволе
скважин измерения проводятся методами электрометрии, а при обсадке
стальной колонной, не нарушенной перфорацией, —импульсным нейтрон-
ным каротажем (ИНК), тонератором нейтронов.
В пластах, вскрытых перфорацией, определение текущей нефтенасыщен-
ности только по геофизической информации в большинстве случаев затруд-
нено из-за глубоких искажающих проникновений скважинной жидкости.
Поэтому основной информацией о нефтенасыщенности работающих плас-
тов становятся данные об их изливе, включающие, в первую очередь, ин-
формацию об обводненности продукции, вязкости воды и нефти.
Число скважин, в которых можно определять текущую нефтепасыщен-
ность пластов только по геофизической информации, на большинстве мес-
торождений Татарстана относительно невелико, так как по сравнению с име-
ющимся общим фондом ежегодно бурящихся скважин мало. В целом так-
же незначительно число контрольных скважин и особенно обсаженных
стеклопластиковой колонной в интервале продуктивных коллекторов. Од-
нако, несмотря на это, роль данных скважин весьма существенна, и они
были использованы в качестве базовых, поскольку в них можно было сопо-
ставлять разные способы определения текущей нефтенасыщенности плас-
тов, среди которых эталонными считаются определения только по геофизи-
ческой информации. Таким образом, в этих скважинах проводилась своего
рода «обкатка» более экспрессных способов определения текущей нефте-
насыщенности пластов по смешанной промысловой и геофизической ин-
формации. Установленные в результате этого связи между параметрами и
присущие «работающим» пластам закономерности переносились на осталь-
ной, наиболее значительный фонд добывающих скважин, в которых для оп-
ределения текущей нефтенасыщенности пластов могла использоваться лишь
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
111
промысловая информация, а также геофизическая информация, полученная
в открытом стволе.
Одним из ценных источников информации о распределении текущей неф-
тепасыщенности являются результаты ГИС в скважинах, пробуренных на
заводненных участках. Несмотря па цифровую регистрацию и обработку
ГИС на ЭВМ, количественное определение иеф1енасыщенности производится
только для пластов с начальной нефтенасыщенностью. Расчет текущей неф-
тенасыщенности пластов не проводится, так как неизвестной является соле-
ность (удельное электрическое сопротивление) пластовых вод. Этот вопрос
является главным. Он решается рядом методов. Если пробуренная скважи-
на вводится в эксплуатацию, то по характеру извлекаемой жидкости опре-
деляется ее соленость. При этом, если скважина безводная, то соленость
связанной воды равна солености законтурных вод, если скважина дает нефть
с водой, то соленость определяется по данным химических анализов вод.
Если пласт не перфорирован, то подыскивается аналогичный пласт в сосед-
них скважинах. Если же анализируемый пласт разрабатывается с другими
обводненными пластами, то определить соленость в каждом пласте невоз-
можно. Соленость можно также определять путем использования аномалии
кривой СП, либо при неперфорированном пласте по комплексу методов ИНК,
повторного ГК, дебитометра, термометра [87].
Сопоставление значений нефтенасыщенности, определенных по данному
методу, с данными вновь пробуренных скважин, с измеренными в процессе
геофизических исследований на скважинах Ромашкинского месторожде-
ния показали абсолютную погрешность не более 5%, а сопоставление рас-
четных балансовых запасов нефти по данному методу с объемными метода-
ми составили расхождения не более 2-8% [28].
На основании определения нефтенасыщенности указанными способами
строится следующая таблица [88]:
Таблица 4.3
Индекс пласта К„ на- чальный, доли ед. Кн теку- щий, доли ед. Кн текущий, в заводнен, объ- еме, доли ед. к„, доли ед. Коэффициент вытеснения нефти, доли ед. Коэффици- ент охвата заводнением, доли ед.
а 0,8 0,507 0,417 0,192 0,479 0,763
б. 0,866 0,496 0,413 0,209 0,523 0,816
б2 0,872 0,503 0,439 0,207 0,496 0,854
б3 0,861 0,504 0,429 0,201 0,502 0,827
в 0,872 0,502 0,441 0,202 0,495 0,857
г; 0,86 0,454 0,408 0,202 0,525 0,898
гг 0,872 0,404 0,389 0,209 0,554 0,969
г3 0,864 0,402 0,394 0,213 0,544 0,983
д. 0,866 0,452 0,408 0,206 0,507 0,897
112
Раздел второй
На основе этой таблицы можно рассчитать объемные значения начальных
(£?н61) и текущих (£?.г61) балансовых запасов нефти согласно [88] по уравне-
ниям:
Q = V mS ;
с-'низ нп ни’
Q r = V mS ;
*-'тб1 НП ИТ7
где К - начальный объем нефтенасыщенных пород, м3; т - пористость,
доли ед.; S it - начальная и текущая пефтенасыщенность, доли ед.
Накопленные отборы нефти
Q = Q« -Qc = v -s ),
-£-' ‘-'НОЗ C'TU3 НП v НН НТ'7
из этого уравнения следует
•S' т —---Q + *S' н.
Точка пересечения прямой, рассчитанной по данному уравнению с ося-
ми координат, соответствует начальной нефтенасыщешюсти 5ш и начальным
балансовым запасам нефти, а угловой коэффициент этой прямой позволяет
определить объем нефтенасыщенных пород Кп.
При расчете S только но заводненному объему объекта, блока разработ-
ки или пласта можно оценить заводненный объем пород и начальные
запасы нефти этого объема. Зная эти параметры, можно рассчитать коэффи-
циенты ох ваза заводнением Кяв, вытеснения нефти Кыг и нефтеизвлечения
КИН. Согласно [86] погрешность определения этих параметров поданной
методике не превышает 1,3-3,4% по опытному участку Азнакаевской пло-
щади и 2- 8% по площадям Ромашкинского месторождения. Большее от-
клонение параметров по отдельным пластам связано с неточностью распре-
деления накопленных отборов нефти по пластам. Для корректировки накоп-
ленных отборов нефти по пластам рекомендуется по рассчитанным значениям
Sht определять накопленный отбор по пласту [88].
На основе имеющихся определений значений начальной, текущей нефте-
насыщенпости, коэффициентов вытеснения в заводненной зоне и охвата за-
воднением строятся карты удельных плотностей ОИЗ (рис. 4.3). Для этого
проводятся расчеты удельных остаточных запасов на единицу толщины или
площади с использованием оставшейся незаводненной толщины коллекто-
ра. Эти данные отображаются в виде числовых значений около скважин или
изолиний заданного интервала в пределах частично заводненных и незапол-
ненных зон. Полученная таким образом карта, наряду с табличным матери-
алом, служит основой доя выбора местоположения проектных скважин и
технологических мероприятий по интенсификации разработки трудноизвле-
каемых запасов в заводненной и незаводненных зонах.
Современные меюды увеличения нефтеизвлечения 113
Для сравнения строятся карты остаточных балансовых (рис. 4.4) и оста-
точных извлекаемых запасов нефти (рис. 4.5). Эти карты нужны для практи-
ческой работы по проблемам извлечения остаточных запасов нефти и повы-
шения нефтеотдачи сверх проектного уровня на поздней стадии разработки
месторождения. Вначале эти карты строились вручную. Однако большое
число разрабатываемых объектов, их значительные размеры и необходимость
принятия в ряде случаев оперативных решений требовали автоматизации
описанного выше процесса. В этом направлении в начале 90-х годов НПО
«Союзнефтеотдача», объединение «Тагнефтегеофизика» и ТагНИПИпефть раз-
работали методы автоматизированного построения карг распределения те-
кущей нефтенасыщенности по каждому пласту эксплуатационного объекта.
Методика построения карг разных авторов несколько отличае тся, но полу-
чаемые результаты практически одинаковы. Для построения этих карт ис-
пользуются все виды исследований.
Более приемлемой для практики является методика ТатНИПИнефть. Опа
осуществляется на базе разработанных в институте (Юсупов Р.М., Латифул-
лин Ф.М., Ахметзянов Р.Р., Петухов А.Г. и др.) банка данных, комплекса про-
фамм АРМ геолото ЛАЗУРИТ и системы картографирования ДЕКАРТ [89].
С целью обеспечения повышения точности расчета количества остаточ-
ных запасов нефти для выбора мероприятий но каждой скважине и каждо-
му пласту по предлагаемой технологии создают имитационную систему из
иерархически взаимосвязанных элементов (рис. 4.6).
а)
Рис. 4.6. а) основные элементы квазитрехмерной модели; б) схематическое
изображение элемента «скважина»: а, бр б - пласты и 1, 2, 3 — их пропластки
114
Раздел второй
Базовым элементом является поле удельных площадей. Его строят путем
отнесения узлов расчетной сетки к ближайшей скважине. Все геолого-гео-
физические параметры в пределах каждой удельной площади предполагают
постоянными. Элемент, называемый скважина, образуют из совокупности
удельных площадей, через которые проходит данная скважина. В элемент,
называемый пласт, объединяют удельные площади, относящиеся к одному
зональному интервалу. Элемент, называемый линза, составляют из изоли-
рованных друг от друга зонами неколлекторов част ей пласта. Элемент, на-
зываемый геологическое тело, образуют из множества линз, гидродинами-
чески связанных между собой через зоны слияния пластов. В элемент, на-
зываемый объект разработки, объединяют геологические тела, на которые
одновременно перфорированы действующие добывающие и/или нагнетатель-
ные скважины. Из совокупности всех элементов, называемых объект раз-
работки, образуют элемент имитационной системы, называемый залежь. Зат ем
но имитационной системе производят автоматизированное распределение
отборов нефти, воды и закачки по пластам. Вычисляют коэффициенты охва-
та заводнением, определяют остаточную нефтенасыщеипость и удельные
остаточные запасы нефти для каждого пласт а по каждой скважине. После
этого выбирают метод воздействия на пласт и скважины для его реализации
в зависимости от выработанности запасов нефти по площади и разрезу не-
фтяной залежи.
Имитационная система комплексно взаимоувязывает все геолого-про-
мысловые данные по залежи, накопленные в процессе ее разбуривания, ос-
воения и эксплуатации. Количество базовых элементов имитационной сис-
темы — удельные площади равно суммарному количеству вскрытий пласто-
вых пересечений скважинами. В силу этого по критерию «максимальная
подробность при минимальном количестве элементов» она является опти-
мальной для многопластовых объектов с большим числом скважин и с дли-
тельной историей разработки. Поэтому данная имитационная система позво-
ляет определить количество остаточных запасов нефти по каждой скважине,
по каждому пласту. В результате чего повышается эффективность выбора
методов воздействия па пласт и, в конечном счете, эт о прямо влияет на объемы
добычи неф ти.
Для построения имитационной системы используют весь геолого-про-
мысловый материал и результаты лабораторных исследований скважин.
Затем имитационная система выполняет автома тизированное распределе-
ние отборов нефти, воды и закачки по пластам.
С использованием лабораторных данных определяются основные пара-
метры вытеснения нефти водой, начальные и конечные величины нефтена-
сыщенности.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 115
Затем для каждого пласта, по каждой скважине имитационной системы
вычисляют коэффициенты охвата заводнением. На нагнетательных скважи-
нах коэффициент охвата определяют пропорционально коэффициенту про-
мывки:
Кох, =min(l,afc/rno^)),
где i порядковый номер скважины;/ - порядковый помер пласта; К0Х1у
коэффициент охвата; объем накопленной закачки, м3; К - объем
пор, м3; a - поправочный коэффициент.
На добывающих скважинах коэффициент охвата определяют в зависи-
мости оз' обводненности и фазовых проницаемостей но формуле [92];
к_,=4/<ец(|-/,)+4
где/" - обводненность продукции; 0 отношение фазовых проницаемостей
нефти и воды; р-отношение вязкостей нефти и воды.
Остаточная нефтенасыщенность определяется по формуле:
S =К S + (1-К ,.)S
осту оху кону х оху7 ггду’
где5 .-остаточная нефтенасыщенность;5’остаточная иефтенасыщен-
ность по геолого-геофизическим данным.
Далее для каждой скважины по каждому пласту вычисляют удельные
остаточные балансовые запасы нефти по формуле:
где -удельные остаточные балансовые запасы,т; рн— плотность нефти,
т/м3,у1(—пересчетный коэффициент нефти; Я.- начальная нефтепасыщенная
толщина, м; Р..-пористость; Ц - удельная (приходящая i-й скважине по j-
му пласту) площадь, м2.
Затем суммированием по всем скважинам, по всем пластам выполняет-
ся подсчет остаточных запасов нефти в целом по объекту и сверяется усло-
вие материального баланса:
<угбал _ у бал хчнеф
^ост ^нач х^пак ’
где Zf„ - остаточные балансовые запасы в целом по объекту, т; - на-
чальные балансовые запасы в целом по объекту, т; - накопленная до-
быча в целом по объекту, т.
Путем подбора зависимостей коэффициента охвата от обводненности по
фактическим данным для каждого пласта, дифференцирования по классам
коллекторов, многократными перерасчетами остаточных запасов нефти на
имитационной системе достигается выполнение условия материального ба-
116
Раздел второй
ланса с заданной точностью. После этого метод воздействия на пласт и сква-
жины для его реализации выбирают в зависимости от выработанности запа-
сов нефти по площади и разрезу нефтяной залежи [93]. Для более эффек-
тивной работы по проблеме извлечения остаточных запасов нефти в перс-
пективе необходимо создать методику построения дифференциальных карт
остаточной нефтенасыщенности с выделением неизмененных (подвижных),
слабоизменениых (малоподвижных) и силыюпреобразованных нефтей. Для
этого нужен большой объем специальных геолого-промысловых и геохи-
мических исследований.
Также необходимо создать методику построения карт изменения фильт-
рационно-емкостных характеристик пластов в процессе разработки место-
рождений с построением карт уменьшения проницаемости пластов в резуль-
тате необратимых деформаций (рис. 4.7) по разработкам ВНИГРИ [40],
а затем и изменения гидропроводности пластов с учетом повышения вязко-
сти нефти в процессе заводнения коллекторов и снижения эффективной вы-
рабатываемой мощности пластов. Эта проблема также требует большого объе-
ма промысловых и специальных лабораторных работ.
Без создания методов построения вышеуказанных карт дальнейшее по-
вышение эффективности подбора участков и конкретных МУН представля-
ется весьма затрудните 1ьным
Более сложной и трудоемкой для исполнения, но наиболее результатив-
ной для использования в настоящее время является методика дифференци-
ального геолого-промыслового анализа состояния выработки пластов с це-
лью выделения полей подвижной нефти и управления процессами разработ-
ки. Методика разработана в КГУ под руководством проф.Н.Н.Непримерова
[90,91 ]. Дифференциальный геолого-промысловый анализ (ДГПА) представ-
ляет собой детальное исследование геофизических и гидродинамических
параметров скважин и околоскважинного пространства за всю историю
разработки. Работы по дифференциальному анализу выполняются в следу-
ющей последовательности.
1) По данным геофизических исследований строятся таблицы и карты
распределения i еофизических параметров, а по данным разработки строят-
ся таблицы и графики работы каждой скважины. Затем восстанавливается
грубая схема заводнения и производится первичный подсчет запасов объем-
ным методом по геофизическим данным, по общепринятой методике.
2) Далее осуществляется анализ приемистостей и продуктивностей сква-
жин при различных пластовых давлениях, депрессиях (репрессиях), об-
водненностях и строится таблица текущих оптимальных гидродинамичес-
ких режимов, которые выбираются как компромисс между высокими зна-
чениями продуктивностей, гидропроводностей и желательными значениями
дебитов.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
1 17
3) На следующем этапе по результатам имеющихся данных гидродина-
мических исследований и, используя корреляционные графики фильтраци-
онных и емкостных параметров, осуществляются корректировка и восста-
новление геофизических параметров с учетом данных ДГПА и производит-
ся пересчет запасов.
4) После уточнения начальных данных и, используя результаты гидроди-
намических измерений, в том числе полученные с помощью автоматизи-
рованной системы контроля за выработкой пластов (АСК-ВП), а также дан-
ные дебитометрии, термометрии, КВУ и т.д. строятся массивы данных для
последующих гидродинамических расчетов фильтрации на основе ориги-
нальной программы. Эта программа позволяет рассчитывать текущие поля
нефтеводопасыщенности и давлений по известным распределениям гео-
физических (а в случае необходимости и термодинамических) параметров
при произвольном задании дебитов нагнетательных и эксплуатационных
скважин.
5) Программа использует модель Баклея-Леверета и ориентирована на
расчеты фильтрационных потоков в однопластовых квазитрехмерных систе-
мах (неоднородность распределения толщин, пропицаемостей, пористостей,
насыщенностей учитывается). Мпогопластовые системы рассматриваются
как совокупность несвязанных гидродинамически однопластовых систем.
6) Далее необходимо иметь результаты замеров и расчетов: давлений,
дебитов и обводненностей, температур, гидропроводностей и пьезопровод-
ностей, приведенных радиусов.
7) При этом решаются проблемы: корректности интерполяций, адекват-
ности моделей и алгоритмов, разделения вкладов различных пластов, не-
точности и недостаточности начальных массивов данных, недостоверности
сведений о дебитах и давлениях и т.д.
После адаптации модельных параметров путем «прокручивания» исто-
рии разработки месторождения в рамках описания ее по вычислительной
модели и сравнения ее результатов с данными натурных измерений, картами
разработки, можно говорить о построении постоянно действующей модели
(ПДМ), если модельное описание и данные экспериментов в целом совпа-
дают. При этом должна наблюдаться и корреляция полей текущей водонасы-
щенности и распределения температур. Отметим, что формально построен-
ные по данным замеров поля температур и расчетные поля температур могут
существенно различаться.
8) Контроль ПДМ осуществляется по сравнениям: давление расчетное и
измеренное, расчетная водонасыщенность и измеренная обводненность, рас-
четная и измеренная температура, расчетные и измеренные параметры - гид-
ропроводность и пьезопроводность.
118
Раздел второй
9) По результатам моделирования выделяются поля подвижной нефти и
появляются возможности качественного управления процессов разработки.
После выполнения изложенных операций в соответствии с принятой техно-
логией разработки реализуется набор требуемых мероприятий через уста-
новление требуемых режимов (дебитов) работы каждой отдельной скважи-
ны ежемесячно или ежеквартально.
Далее можно строить прогнозные варианты разработки на будущее и кон-
тролировать выполнение соответствующих рекомендаций. Они могут осно-
вываться на различных подходах к темпу разработки, объемам отборов и
закачки. Модельные расчеты этих вариантов осуществляются па 5—20 лет
вперед и позволяют конкретизировать общую стратегию разработки участ-
ка. Конечно, рекомендуемые режимы не всегда выполняются в силу раз-
личных причин, прежде всего технологического и экономического характе-
ра. Но все же даже частичное выполнение рекомендаций i юзволяет добить-
ся ощутимого положительного результата в управлении разработкой
относительно крупных участков.
Дифференциальный анализ проводился авторами по участку Централь-
но-Азнакаевской площади и по участкам 2 и 3 блоков Березовской площади
и Р.С.Хисамовым по участку 8 блока Абдрахмановской площади Ромаш-
кинского месторождения.
По участку Абдрахмановской площади (рис. 4.8а) при ДГПА автором
[88] балансовые запасы подсчитывались объемным методом путем сложе-
ния запасов площади каждой скважины. Для анализа участок делился на
отдельные квадраты (рис. 4.86), по которым определялись вначале значения
безводной нефтеотдачи, затем-текущий КИН межскважинных интервалов.
Далее путем экстраполяции годовых темпов отбора от НБЗ определялся ко-
нечный КИП.
Расчеты показали следующие конечные КИН: по участку - 0,633 при
текущем — 0,619; по северной части: конечный КИН — 0,72 при текущем —
0,687; по южной части: конечный КИН-0,61 при текущем-0,557.
Исходя из полученных данных, были рассчитаны продолжительность раз-
работки участка и ожидаемый ВНФ. Достижение конечного КИН, равного
0,663, можно ожидать в 2025г. при ВНФ 13,3 (расчеты проведены без учета
замыкающих затрат на добычу нефти, атолько исходя из условий разработ-
ки). Прирост нефтеотдачи на 0,044 единицы за последующие 40 лет будет
происходить только за счет промывки пласта при средней обводненности
добываемой жидкости 99,4%, при текущей 96,0%. Результаты анализа пока-
зывают на возможность достижения почти предельной (равной коэффици-
енту вытеснения) нефтеотдачи по высокопродуктивным пластам, но за дли-
тельный период. Северный участок площадью всего 247,6 га вырабатывает-
ся за 70 лет. Следует отметить, что это технологически возможный КИН при
эксплуатации участка до весьма высокой обводненности 99,4%. При при-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
119
меняемой технологии экономика не позволит достичь такой обводненности
и естественно, расчетного КИН. Однако применение разработанной специа-
листами КГУ под руководством профессора Н.Н.Непримерова автоматизи-
рованной системы контроля и управления выработкой пласта (АСКУ-ВП) в
этих условиях сделает задачу достижения КИН-0,72 экономически обосно-
ванной.
Она предназначена для контроля текущего состояния полей гидропро-
водности, пьезопроводности и водонасыщенности, решения задач оптими-
зации выработки однопластовых систем.
В настоящее время она успешно эксплуатируется в круглосуточном ре-
жиме на участке Березовской площади с 1998 года (А.В.Штанин, А.Г.Гав-
рилов). При этом в первой очереди АСКУ-ВП применен проводной канал
связи, а для второй — разработан и апробирован радиоканал связи «скважи-
на-куст». Объектами контроля являются добывающие и нагнетательные сква-
жины, расположенные на площади.
Комплекс технических средств поддерживает многоуровневую сетевую
структуру. Верхний уровень - это автоматизированный диспетчерский пункт
с аппаратурой связи и специализированным вычислительным комплексом
на базе ПЭВМ типа IBM PC. Он предназначен для накопления и систематиза-
ции информации, получаемой от подсистемы нижнего уровня, расчета филь-
трационных параметров пласта (ФПП), решения задач управления выработ-
кой пласта. На данном уровне представлены две ПЭВМ, соединенные в ло-
кальную сеть: АРМ оператора и АРМ инженера-исследователя.
Следующий уровень иерархии представлен сетью на основе стандарта
RS-485. Этот уровень предназначен для сбора, регистрации, первичной об-
работки и временного хранения показаний датчиков. В состав сети входит
малогабаритный программируемый логический контроллер (ПЛК) на базе
изделий MicroPC фирмы Octagon Systems. Контроллер MicroPC обслужи-
вает еще один уровень иерархии, представленный измерительной сетью на
основе интерфейсных модулей серии ADAM-4000 фирмы Advantech. А 20
модулей ADAM предназначены для измерения тока и 9 модулей ADAM пред-
назначены для подсчета числа импульсов. Кроме того, в контроллер встро-
ен многоканальный (24 канала) частотомер. Четырнадцать каналов частото-
мера обслуживаются двумя удаленными коммутаторами. Взаимодействие
контроллера с коммутаторами осуществляется по однопроводной линии связи
в соответствии с оригинальным протоколом обмена.
Программное обеспечение (ПО) компьютера автоматизированного рабо-
чего места (АРМ) оператора обеспечивает работу одной измерительной сети
RS-485, по которой с контроллера нижнего уровня поступает измерительная
информация. Компьютер ведет накопление полученных данных и визуализи-
рует их, поддерживает непрерывный диалог с оператором в реальном мас-
штабе времени. Отображаемая информация и органы управления оформле-
120
Раздел второй
иы в виде полноэкранных окон (экранов). Перемещение между экранами
осуществляется с помощью кнопок многоуровневого меню. В целом струк-
тура меню от ражаег структуру ПО компьютера АРМ оператора.
Программное обеспечение АРМ оператора разработано с помощью гра-
фической инструментальной системы для разработки АСУ ТП Trace Mode
фирмы AdAslra и работает под управлением операционной системы
Windows’98.
Про1раммпый комплекс АРМ инженера входил в состав АСКУ-ВП «Бе-
резовская площадь» в качестве программного обеспечения верхнего уров-
ня. В состав программного комплекса входит три компонента: средства ин-
терфейса с АРМ оператора, обеспечивающие доступ к первичной информа-
ции, формируемой измерительным ядром комплекса; средства хранения и
извлечения данных; средства математической обработки данных.
Программный комплекс АРМ инженера предназначен для решения сле-
дующих задач:
• накопление, фильтрация и храпение входной информации в структури-
рованном виде;
• обеспечение целостности и непротиворечивости хранимых данных;
• обеспечение возможности взаимодействия пользователя с информаци-
ей па естественном языке проблемной области, а пе в инженерных терминах
измерительной подсистемы;
• оперативность и простота доступа к информации, возможность извле-
чения данных по самым различным критериям;
• представление выборок в различных формах таблицы, графики, отчеты,
• визуализация и первичный анализ данных с целью выявления наличия
сигналов малых амплитуд посредством выделения тренда;
• гармонический анализ сигналов;
• определение фильтрационных параметров пласта по классической мо-
дели фильтрации и релаксационным моделям по данным томографии пласта
методом ФВД,
• расчет полей гидропроводности, пьезопроводности и водонасыщеппо-
сти пласта,
• определение оптимальных режимов работы нагнетательных и добываю-
щих скважин.
Применение АСКУ-ВП позволяеттолько за счет оптимизации гидродина-
мического режима существенно поднять на участке текущую добычу нефти
(на 15-20%) и довести конечную нефтеотдачу до предельной, почти равной
коэффициенту вытеснения нефти обычной или сточной водой. При этом до-
полнительные затраты необходимы па оборудование автоматизированным
вычислительным комплексом и АРМ инженера. Но самое главное, нужно
достаточно большое количество специально подготовленных для работ та-
кого уровня специалистов. Но эти затраты несоизмеримо меньше по сравне-
Современные методы увеличения пефтеп(влечения
121
пию с бурением и обустройством дополнительных скважин для обеспечения
такой высокой нефтеотдачи, и, естественно, окупаемость зат-pai будет быст-
рой В рыночных условиях доступности необходимого оборудования и за-
мерных устройств широкомасштабное применение разработанного КГУ ком-
плекса АСКУ-ВП сдерживается только обычным непониманием нового, ин-
новационного со стороны высших менеджеров нефтяных компаний,
склонных в вопросах контроля и регулирования разработки нефтяных мес-
торождений идти традиционным путем. А необходимые кадры можно срав-
нительно быстро подготовить па специализированных курсах КГУ.
В современных условиях для анализа выработки пластов широко приме-
няются методы математического моделирования. Они в пластах позволяют
решать основные проблемы, связанные с прогнозированием и оптимизаци-
ей режимов разработки нефтяных и газовых месторождений. Наиболее из-
вестными работами этого направления являются результаты исследований,
проведенных во ВНИИпефть (М.М .Максимов), Инсти туте проблем управле-
ния РАН (В.Н.Кулибанов), Казанском государственном университете (Д.В.Бу-
лыгип), ГУП «Геоцентр» (Р.Н Закиров), в СургутНИПИнефть (Ю.Е.Батурип).
Среди отечественных и зарубежных пакетов программ, предназначенных для
моделирования гидродинамических процессов фильтрации жидкостей в неф-
тегазоносных пластах, наиболее известными являются: «Лаура», «Tigris»,
«Eclips», «Landmark» [92-95].
Для создания гидродинамических моделей процессов фильтрации исход-
ными являются параметры пористой среды, т е геологическая модель сре-
ды зале! апия нефти и газа. Основным источником информации для постро-
ения геологической модели являются данные по каротажу и сейсмическим
исследованиям.
Для создания модели фильтрации необходимо знать следующие геофизи-
ческие параметры: пористость, начальные нефте- и водонасыщенность, ко-
эффициенты проницаемости коллектора.
По геолого-гидродинамическим моделям определяются текущие и ко-
нечные КИН, остаточные запасы нефти. Модели разные, но определение те-
кущих и конечных КИН производится одинаково. Наиболее достоверно оп-
ределяется текущая нефтеотдача балансовым методом в целом по эксплуа-
тационному объекту менее достоверно (из-за неточности разделения отбора) -
по отдельным его пластам.
Как нам представляется, ПДМ может служить эффективным средством
проектирования разработки и регулирования выработки пластов только в
том случае, если модель будет адаптирована к реальному объекту посква-
жинно по давлениям, текущим и накопленным отборам нефти и жидко-
сти. Если модель адаптирована только по суммарным показателям разра-
ботки объекта в целом, то это по существу осредненная модель.
122
Раздел второй
Для решения проблемы эффективного использования ПДМ при проекти-
ровании разработки кроме вышесказанного нужно учесть следующие мо-
менты.
1) Существующие программные пакеты по моделированию позволяют
учитывать все существенные факторы, влияющие на процессы разработки,
как при выработке запасов па естественном режиме, так и при вытеснении
нефти водой и различными агентами.
2) В этой ситуации на первый план выходит корректность построения
моделей, которая зависит от объективных и субъективных факторов.
3) Геолого-гидродинамические, в особенности фильтрационные модели,
являются многопараметрическими. Это значит, что необходимо заполнить
модель большим количеством входных данных, от полноты и достовернос-
ти которых зависит корректность построения моделей. Поэтому главной за-
дачей повышения уровня проектирования разработки - увеличение количе-
ства и качества исследований, совершенствование методов исследований и
их интерпретации.
4) К субъективным факторам относятся квалификация и опыт исполните-
лей, которые необходимо постоянно повышать путем обмена опытом между
авторскими группами, занимающимися проектированием.
5) Необходимо единство моделей на всех этапах проектирования и разра-
ботки: подсчет запасов, пробная эксплуатация, технологическая схема, ана-
лиз разработки и управление разработкой.
6) Важный момент-заинтересованность недропользователя в качествен-
ном проекте: обеспечение информацией, минимум ограничений, активное
участие на всех этапах составления проектов, соответствующий объем фи-
нансирования.
При этом для оценки возможности достижения проектной нефтеотдачи
с целью определения направлений совершенствования технологий разра-
ботки периодически производят оценку нефтеотдачи в заводненном объе-
ме [96-100].
Обычно применяется балансовый метод оценки нефтеотдачи и метод со-
противления.
В балансовом методе текущий коэффициент нефтеизвлечения (Кнн) рас-
сматривается как отношение суммарной добычи (Q ) к балансовым запи-
сям ((2б) заводненной части исследуемой залежи:
К =QIQr-
НН -^д *--6
Накопленный объем добычи известен. Нужно определить начальные ба-
лансовые запасы заводненной части объекта. При законтурном заводнении
для этого на разные даты строят карты текущей поверхности ВНК. Затем на
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 123
базе использования этих карт определяется заводненный объем нефтенос-
ных коллекторов. Подсчитываются заводненные запасы нефти и нефтеотда-
ча заводненной зоны.
При внутриконтурном заводнении для этого используют карты разработ-
ки пластов эксплуатационного объекта. По каждому пласту определяют за-
пасы в заводненном объеме, затем их суммируют. Или же для этих целей
используют карты удельных остаточных запасов, на которых выделяют за-
водненные зоны.
Применяется также другая модификация балансового метода. В этом слу-
чае в заводненном объеме подсчитываются остаточные запасы нефти по
вышеприведенной методике ТатНИПИнефть, которые сравниваются с раз-
ницей между балансовыми запасами и накопленной добычей по пластам.
Определяется неувязка в тыс. т и в процентах от балансовых запасов. Если
значение неувязки велико, то расчеты повторяются с изменением управляю-
щих параметров программы. Важно, что интерфейсная программа системы
позволяет геологу-эксперту при необходимости корректировать в скважи-
нах коэффициенты охвата пластов заводнением.
Также широко применяется изложенный метод Б.М.Орлинского, разра-
ботанный для оценки состояния выработки запасов и текущего КИН в за-
водненной зоне на основе данных о величине заводненных объектов и запа-
сов многопластового объекта.
Кроме текущей нефтеотдачи по заводненным участкам можно опреде-
лить и конечную нефтеотдачу. Здесь также существуют различные методы.
Математическая обработка фактических данных накопленной добычи нефти
позволяет подсчитать извлекаемые запасы на любой период.
При покоэффициентном определении КИН используется зависимость:
КИН=К-К К .
в охв зав
Коэффициент вытеснения определяется в лаборатории путем промывки
керна и в зависимости от проницаемости пластов для горизонтов Д(Д0 Ро-
машкинского месторождения изменяется от 0,61 до 0,78, составляя в сред-
нем 0,7.
По промыслово-геофизическим данным о начальной и текущей нефтена-
сыщенности скважин заводняемого участка Кв может быть определен по
формуле:
К =1-S /S ,
в нт ни’
где 5ия, 5нт - начальная и текущая (в заводненном объеме) нефтенасыщен-
ность.
124
Раздел второй
Коэффициент охвата определяется как отношение балансовых запасов,
вовлеченных в разработку (£?акт), к начальным балансовым запасам завод-
ненной зоны (Q6):
К = Q /Q .
охв ^—акт -^б
Коэффициент охвата заводнением определяется поданным геолого-про-
мыслового анализа с использованием всех имеющихся данных гидродина-
мических, промыслово-геофизических, лабораторных исследований и гео-
логических наблюдений [96,101, 102].
Коэффициент заводнения К характеризует потери нефти в объеме, ох-
ваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по эконо-
мическим соображениям при обводненности продукции скважин менее
100%. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости,
соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предель-
ной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета
К не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам,
учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно
[28, 30].
Основная проблема определения конечного КИН заключается в опреде-
лении коэффициента охвата залежи заводнением. Для этого используются
все имеющиеся методы: контроля за разработкой (геофизические, промыс-
лово-гидродинамические, лабораторные анализы керна и насыщающих флю-
идов), математического моделирования, геолого-промыслового анализа. От
их качества и квалификации персонала зависит достоверность определения
КИН.
Кроме того, большинство существующих отечественных и зарубежных
пакетов программ, как правило, предназначено для анализа геологии нефтя-
ных и газовых месторождений, а следовательно, конструктивно громоздки
и мало приспособлены к совместному использованию с гидродинамичес-
кими моделями.
Более сложно работать с зарубежными программами, так как их нельзя
изменить при необходимости приспособления к конкретным местным усло-
виям. В этом отношении лучше работать с отечественными программами,
которые легче адаптируются к местным условиям. Такими для условий Та-
тарстана являются пакеты программ «Триас» и «Гранат».
Имеющиеся в арсенале геологов методы комплексного анализа заводне-
ния коллекторов достаточно точно позволяют определить текущую нефтеот-
дачу по пластам и участкам, типам коллекторов и участкам эксплуатируе-
мых залежей, а при длительной истории разработки и оценить конечную неф-
теотдачу при применяемых на месторождении технологиях [87].
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
125
Глава 5
КЛАССИФИКАЦИЯ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Живи, не споря с веком. Даже знания хороши, ког-
да в ходу, а где им нет ходу, лучше притвориться не-
веждой. Меняются годы, меняются суждения и моды,
не рассуждай по старинке и держись современного.
Вкус современного берет верх во всех областях. Над-
чежит ему следовать.
Бальтасар Грасиан
Любая по настоящему классификация содержит
от 3 до 6 категорий. Меньше трех это не классифи-
кация, больше шести - не практична.
Безымянное правило
Нефтяные месторождения могут разрабатываться на естественных при-
родных режимах. Природным режимом залежи называется совокупность
естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в
пласте к забоям добывающих скважин. Залежь в этом случае может разра-
батываться за счет естественной пластовой энергии: напора краевых вод,
газа газовой шапки, растворенного газа или под действием силы тяжести
самой нефти. Разработка месторождений на естественных природных режи-
мах -это первичные методы, хотя, как правило, в настоящее время этим
термином не пользуются.
Под вторичными методами понимают системы разработки с применени-
ем искусственного поддержания пластового давления с использованием
различных методов заводнения: законтурного, приконтурного, внутрикон-
турного (разрезание рядами нагнетательных скважин, избирательное, оча-
говое, площадное, головное, барьерное).
Вторичные методы на практике подразделяются натрадиционные и со-
временные. Под традиционными понимают методы стационарного заводне-
ния, применяемые при внедрении первоначально запроектированных систем
разработки (линейное разрезание, избирательное или площадное заводне-
ние, барьерное заводнение). В отличие от этого применяются более i iporpec-
сивные, современные вторичные МУН, которые называются гидродинами-
ческими.
126
Раздел второй
Современными методами принято называть все методы объемного воз-
действия на пласт, исключающие разработку залежей на естественных природ-
ных режимах или с применением традиционных вторичных методов стацио-
нарного заводнения обычной необработанной водой.
Современные (нетрадиционные) методы разработки залежей нефти мож-
но разделить на вторичные гидродинамические и третичные [26, 103 106]
(рис. 5.1).
5.1. Г идродинамические МУН
5.1.1. Нестационарное (циклическое) заводнение с изменением направ-
ления фильтрационных потоков жидкости в пласте (НЗ).
5.1.2. Ввод недренируемых запасов (ВЗ).
5.1.3. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ).
5.1.4. Технология оптимальной выработки пласта.
5.1.5. Геолого-физические методы (ГФМ), связанные с комплексными
технологиями разработки (КТР) залежей с трудноизвлекаемыми запасами
(ТЗН).
5.1.6. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах.
5.2. Третичные МУН
Под третичными понимают методы увеличения нефтеотдачи, не связан-
ные с разработкой месторождений па природных режимах либо с закачкой
в пласт обычной необработанной воды [106].
Третичные МУН в 1960-70-е годы называли новейшими. В соответствии
с принятой в настоящее время классификацией третичные МУН подразделя-
ются на 6 групп:
5.2.1. Физико-химические МУН.
5.2.2. Физические МУН.
5.2.3. Тепловые МУН.
5.2.4. Газовые МУН.
5.2.5. Микробиологические МУН.
5.2.6. Рудничные методы.
Цель применения этих методов заключается в том, чтобы повысить охват
пластов заводнением и устранить либо уменьшить отрицательное влияние
сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов. По своему назна-
чению и способу воздействия известные методы увеличения нефтеотдачи
можно распределить следующим образом (табл. 5.1).
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
127
5
t
в тупиковых зонах
в застойных зонах
ВНЗ
в подгазовых зонах
Полное
Частичное
Циклическое заводнение
Импульсная звкачка и отбор
Чередующийся режим
звкачки и отбора
Одновременно-рвздельная
эксплуатация (ОРЭ)
Оптимизация плотности
сетки скважин путем бурения
дополнительных скважин
С низкой эффективностью
форсировки
Рвзукрупнение
эксплуатационных
объектов
С высокой эффективностью
форсировки
С удовлетворительной
эффективностью
форсировки
Б b
S”
Р С
в слабопроницаемых зонвх
на линиях стягивания контуров
нефтеносности______________
Рис. 5.1 а
128
Раздел второй
а
2
g
s
rt
g
с
х"
X
I. Полимерное заводнение
2. Технологии повышения выработки слоисто неоднородных пластов
с применением эфиров целлюлозы__________________________________
3. Закачка полимер-дисперсных систем (ПДС)
4. Закачка коллоидно- дисперсных систем (КДС)
5. Закачка волокнисто- дисперсных систем (ВДС)
6. Закачка структурообразующих составов (СОС) ДНПХ-1 и ДНПХ-3
7. Закачка полимер-органической суспензии (ПОРС)
8. Закачка тонкодисперсной активированной суспензии (ТАС)
9. Силикат полимерный гель (СПГ)_______________________________
10. Чередующаяся закачка нефти и воды
II. Применение щелочной полимер-суспеизионной композиции (ЩПСК)
12. Технология воздействия на пласт ГОК с ЩПСК
13. Применение биополимеров
14. Внутрипластовые гелеобразующие системы
15. Гелеобразующие системы на основе силиката натрия
16. Закачка темно скрина
17. Закачка РИТИНа_____________________________________________
18, Применение вязко-упругих систем (ВУС)
19. Методы ограничения вод о притоков и гидрофобизации ПЗП
в добывающих скважинах
20. Применение сернокислого алюминия
21. Использование полисила
22. Высокоэффективные технологии с использованием МДК «Кварц»
2 и
f Ё
E <u
X
g
JX
I. Вытеснение нефти водными растворами поверхностио-активных
веществ (ПАВ, НПАВ)
2. Применение оторочки смачивателя
Рис.5.1.6
и
3
§
и
Б
к
у
g
rt
X
g
jX
tu
5
I. Совместное применение ПАА и НПАВ_____________________________
2. Щелочное заводнение (закачка щелочных растворов, композиции
щелочей, ПАВ и полимеров, ЩПСК с апюмохлоридом,
ЩПСК с соляной кислотой, СЩР)
3. Закачка промышленных отходов серной кислоты и продуктов на ее основе
4. Закачка больших объемов оторочки соляной кислоты
5. Физико-химическое воздействие (ФХЦВ)
6. Мицеллярно-полимерное заводнение
7. Композиции РНДК для повышения эффективности разработки
слабопроницаемых коллекторов
(Коми
Сыктывкарский
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:
ТЕКТОНИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ
ВТОРОГО ПОРЯДКА-
валообразные зоны.
ических структур;
структур первого порядка;
Ю-КИНЕЛЬСКАЯ СИСТЕМА ПРОГИБОВ:
ая зона (карбонаты верхнего девоне)'
зона (терригенный нижний карбон);
ЁлшИи.
V своО
C»a»pp-i* V
Tamapcfuti
/.
Рис. 1.1. Тектоническая схема палеозойского структурного этажа
Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна
Условные обозначения:
Границы крупных тектонических структур первого порядка:
I - Южно-Татарский свод; II - Северо-Татарский свод; III - Мелекесская впадина;
IV - Казанско-Кировский прогиб, V - Восточный склон Токмовского свода, VI - Бирская седловина
Составные элементы структур первого порядка и структуры второго порядка
(купола. валы, вилообразные зоны, вапообразнье структуры, террасы и др.)
Наименование структур на схеме:
I. Южно-Татарский свод
Сводовая часть: 1 Южный (Ромашкинский) купол, 2 - Акташско-Ново-Елховский вал, 3 Куакбашская валообразная
структура, 4 - Алтунино-Шунакский прогиб,
Западный склон: 5 - Онбийско-Ерсубайкинская валообразная зона, 6 Уратьминско-Черемшанский, 7 - Ульяновский,
8 - Пановская, Й - Кульмаксинская, 10 - Мальнинская,
Северный склон: 11 Биклянско-Кадыровская, 12 - Бастры кско-Суксинская, 13 - Елгинско-Бурдинская,
14 - Нуркеевская, 15 Сакловская-Бахчисарайская,16 - Сарайлинская, 17 - Конту зли некая,
Северо-восточный склон: 16 Актанышская, 19 - Киченаратская, 20 - Дружбинская, 21 - Муслюмовская.
22 - Шуганская, 23 - Грачевская;
Юго-восточный и Южный склон: 24 Кармалинско-Тумутукская, 25 - Чеканская, 26 Сабанчинская,
27 - Бавлинско-Туймазинский вал, 26 - Фоминовская, 29 - Кандызская, 30 - Хансверкинская, 31 - Родниковская,
32 - Жмакинско-Александровская, 33 Крым-Сарайская, 34 - Ефановская, 35 - Коногоровская, 36 - Сугушлинская.
II. Северо-Татарский свод
Сводовая часть: Ковалинский выступ: 37 - Масловско-Ветровская, 36 - Ковали-Чучинекая, 39 - Горохово-Польская,
45 - Ципьинская;
Кукморский выступ: 40 - Уркушско-Кутлубукашская, 41 - Кабык-Куперская, 42 - Кирменская, 43 Дигитлинский,
44 Нижне-Шуньская, 46 Мари-Турегский прогиб;
Западный склон: 47 • Державинско-Пестречинская зона
Юго-восточный склон: Камский выступ, 48 - Шийская, 49 - Грахово-Шурнякская 50 - Грахано-Сентяковская,
51 Елабужская, 52 Первомайский, 53 - Бондюжский, 54 Усть-Икский, 55 - Азево-Салаушский, 56 Кучуковская,
57 - Сарсакская, 56 - Сарайлинский
III. Мелекесская впадина
Восточный борт ; 59 Черемуховско-Кадеевская, 60 - Енорускино-Кутушская, 61 - Аксубаево-Эштебенькинский,
62 - Нурлатский, 63 - Пионерская, 64 - Вишнево-Полянская. 65 Зюзеевская, 56 - Аканско-Степноозерская,
67 - Максимкинская, 6В - Саверо-Елтанская.
Западный борт: 69 - Бугровский вал
IV. Казанский-Кировский прогиб: 70 - Казакларский вал, 71 - Улеминская, 72 - Азелевская,
V Восточный склон Токмовского свода: 73 - Ккцакинская терраса, 74 - Ветлужский прогиб
Рис. 1.2. Тектоническая схема палеозойского осадочного чехла
Татарстана по Е.Д. Войтовичу
СВОДНЫЙ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ
Волго-Уральского нефтегазоносного региона
га 2 g X го £ ф о X Отдел Ярус эдъярус г о т х Си е CI Горизонт ощность
О и С х 2
Вятский vt
Северодвинский sd
Уржумский иг
Шешминский ss
Соликамский si
Иранский гг
Филипповский fl
Саранинский sm
Саргмнский srg
Иргинский irg
Бурцевский Ьг
Стерлитамакский st
Тастубский ts
Шиханский sFi
Сокольегорский si
Мелеховскии mlh
Ногинский ng
Павловопосадский рр
Добрятинский db
Дорогомиловский Г( *
Хамовнический hm
Кревякинский кг
Геофизическая характеристика
разреза
Rp-Рз-Д
ПрДбой'
Rp-P;-sc
Rp.P.4
Rp-P-k
Rp-Pi-d
Rp-Pi-c
Rp-Pi-q
Rp-Pi-a
Rp-Сэ-а
Краткое описание пород
Глины, суглинки, пески желтовато-серые.
Переслаивание глин серых, шокогадно-коричневых с остатками
лелециподи песчаников серых В подошве часто присутствует
гравий кварцевого состава.
Пестроокрашенные глины, алевролиты, мергели, с прослоями
песчаников, доломитов, известняков, гипсов.
Переслаивание слоистых глин, тинистых алевролитов,
мелкозернистых песчаников, мергелей с прослоями
оолитовых или пелитоморфных доломитов.
Переслаивание алевролитов, песчаников, глин, мергелей,
доломитов, известняков серых, темно-серых.
Доломиты и известняки мелкозернистые, участками
трещиноватые
Глины плотные. Мергели пестроокрашенные. плотные.
Пески и песчаники коричневато- и буровато-черные.
Глины, алевролиты, линзовидные прослои песчаников
и известняков, часто замещающихся мергелями, глинами,
алевролитами, гипсами.
Глины и алевролиты от зеленовато-серых до коричневых,
оскольчатые, плотные, часто известковистые
। Ангидриты светло-голубые, кристаллические, неравномер-
___ но глинистые и алевритистые, с прослоями доломитов
светло-серого, мелкозернистого
Доломиты зеленовато-серые, перекристаллизованные,
участками неравномерно глинистые, с редкими отпечатками
6 пелеципод, гастропод и брахиогод._______________________
Известняки и доломиты серые, светло- и темно-серые,
микрозернистой и тонкозернистой структур
Иногда доломитизированные с прослоями ангидритов.
Чередование сульфатов и карбонатов.
Доломиты серые, пелитоморфные, тонкослоистые.
Доломиты и известняки серые, желтовато-серые, буровато-
серые. тонкозернистые, с включениями гипса, ангидрита и
глинистого вещества, на участках развития карста
кавернозные, брекчиевидные, с остатками пелеципод,
гастропод, колониальных кораллов.
В доломитах просматриваются стилолитовые швы,
Представлен доломитами и известняками. Доломиты серые
и желтовато-серые, преимущественно тонкозернистой
и органогенно-детритовой структур, участками сульфатизи-
рованными. Известняки светлоокрашенные, водорослевые,
участками доломитизированные
Доломиты желтовато-серые, тонкозернистые, органогенно-
детритовые, сульфатизированные.
В вархней части разреза обломки раковин чаще замещены
сульфатами.
Продолжение
Фанерозойская 1 Каменноугольная С Крвбякинский кг с," *11111 ’ 1 Rp-'мячмоваим' । Rp-'подольсяш Ей Отр-гор.“В' Rn-C?b 6 V Известняки сргансгенно обломочное, микрозернистые, гшпоморф- ные, глинистые. Доломиты гелтаморфные, реже зернистые, плотные, реже пористые и трещиноватые, с линзами и включениями ангидрита и гипса.
4 1 j g МячковскийтсЬ 90-115 С“ ЙИВЖ1
) Подольский pod 80-110 С/“ I _L
i р Каширский ксЛ 40-75 с“ Известняки серые, зеленоваккерые. желтоеатосерые и красновато-буро- ватосерые, оржкенше, в разной степени глинистые с тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов зеленовапчерой и красмовато^урой окраски
Вереискии ver 35-75 с,” $ Rp-C?-x Т
а<3 О 5 Мелекесский mJ 5-40 с/' н> у Rp-Cz-a - Известняки светло-серые с желтоватым и розоватым опенками, со стилогмтовыми швами и примазками зеленовато-серсй глины по их поверхностям, органогенные, неравномерно слабо перекристаллизо-
• ЧеремшанскийсЬг с"
i 10 Ц Прикамский рг с/ В«Е«ПЙС1 мваммЛ
о 1 с <Ь о Протеинами pit 40-150 с₽я * 4B ч - Представлен доломитами мелко- и микрозеристыми, желтовато- серыми, прослоями буровато-серыми и светлосерыми, перекристал- лизованными. про-слоями кавернозными, известняками светло- серыми, сахаровидными, часто трещиноватыми, пористыми и кавернозными, с включениями гипса и ангидрита.
Стешевскийс! с,° с
<о t ® ? Тарусский trs С," • Rp-'серпухсвский’ — Rp-Ci-c Цоломиты темно-серые и коричневато-темно-серые, очень плотные и крепкие с прослоями известняков также темной окраски.
Нижний С Визейский С> || |[ Веневский ул и S Михайловский meh 60-180 |С,~ С,"”- - М =« <
Аргиллитами, с прослоями песчаников, алевролитов и известняков.
0 р Алексинский al 8-^0 сп
Терригенные породы серой и темно-серой окраски, с содержанием обуглившихся растительных остатков.
J 3 тульский tul а. г 5-55 С,“ .ш! Отр.гор.Т Нр-‘6обриковский'
- Песчаники или алевролиты рэсспаивакщиеся прослоями аргиллитов 8 зонах эрозионных 'врезов песчаники и алевролиты с тонкими углистых сланцев и утей
Ч 5 Бобриховскмй bb 0-80 "СТ1
1 * Радаевский rd 0-175 с" Ардаиптыгемн(нерые почти черные иногда бурсвато-серые с прослоями песчаников
Известняки светло-серые, серые, темно-серые и буроватосерые перекристаллизованные участками Известняки серые и темно- серые местами алевритистые. в разной степени доломитизированные
«У Егошлйе! *1 Косьвинский kw 0-120 о Р -Е . 3?^ Отр.гор.-с;
_ s 6 5 sl s = : Кизелоаский ksl 08i-0 Л
0. J . т «а • Глинистые известняки темные, аргиллиты темно-серые, почти черные, тонкослоистые с прослоями темно-серых сильно глинистых известиаде и алевролитов
. • Черепетский стр С,®” «г J S
Н——’Г 2 Представлены известняками серыми, прослоями темносерыми, плотными, участками пористым и трещиноватыми неравномерно глинистыми
ТУРИОН Нижним ? . Улинскийир £ с,о₽ 11 1 1 Z*<**\j5 Rp-Ci-a Отр.гор.“Сг
5J 5 Малевскийтэ! С/18'
АХ**- • Представлен известняками серыми, светло-серыми и буровато-серыми тинистыми, плотными прослоями пористыми, со стилолитовыми поверхностями 8 направлении к регрессионной зоне прогибов, известняки темно-серые, почти черные с прослоями глинистых биту- минозных сланцве и аргиллитов.
J Гумероеиийдт 15-400 1 »„t, do о »№•£ 1 । 1
а И § о ф О с; Ч Зиганский гд f а Хованский ch ° Ц Озарим ы
- I Известняки серые, прослоями темно-серыми, мелкозернистыми, сгустковымииорганогеннообпомочными, слабо тинистыми, с прослоями доломитов, мергелей и аргиллитов.
1 г Пмваийр! 0-370 D,” •*
~ Даниоеский do ° Отумжялор/ D,"
Лебедянский lb D.,IL Х^”Яр--фаменскии Rp-Ds-d "мендымский* Отр гор.“Д,"
Представлены серыми и темно-седыми мзеалнжами. с прослоями глии и доломитов. Известили и доломиты имеют различное соотношение В одном случае - чистые известняки, в другом - кристалгжчесх зернмстъ • доломиты и сульфаты
е ° 5 _ Елецкий el D,“
° Задонский zd О 1
Известняками зернистыми и органогенными с прослоями доломитов - серые, коричнееато-серые и темно-серьми известняками «зернистыми или органогенными
Верхние ju D/ й D J. Верхний D 1 Ливенский liv '= Евлановский evl S □ o' “ «•“ -J 5
х !j Воронежский vr
1 1 Преимущественно известняки серые, зеленовато- и голубовато-серые, небитуминозные или очень слабо битуминозные.
Д Бурегский br Мендымсхий mod Речицкий rch й 5
Известняки, мергели, аргиллиты и сланцы, отличны повышенной битуми- нозностъю и значительным окремнением нзаесгмяки. мергели и сланцы
Франсы Сомни I = Семилукский sm | ,§ Доманикоеыйбт § D/ni Rp-Dj-C ’доманимовый i_ Рр-Огсаргаевсхий" •^З^зме?— Rp-Qj-c "аяксы" Огр.гар.’Д’ Rp-Dz
Представлен известняками темно-серыми и кедичнеедто-темно-серымм. обычно битуминозными с прослоями мергелей и аргиллитов
£ Ч Саргаевсмий sr D,“
Представлен пнмлыми известняками темно-серсго или зеденсваго-серог с цвета Выше залегают зеленовато-серые аргиллиты и алевролиты.
1 1 Кыновский kn ] 3 Тиманский tim й 3 D,1'" -
Песчаники - мелкозернистые, кварцевые, высокопористые светлой окраски. Алевролиты и аргиллиты тайно-серые.
‘ £ . . Пашиискии ps 0-60 D"
предстаелаа эатеноеатшеедьм- и жедтоаач^бурымй алевролитами и аргилли- тами с прослоями rrwcrw ижтнгков, нззесткэвлгых доломитов и мергелей
О >3 3 t s 8 Ц ’* Муллинский ml 0-58 D.“ 1 ' ’ 1 • *~ж ' верный известняк" Rp-D2-b —'средний известняк' 11 Rp-D? ’фонарик" Rp-Dz-e "нижний известняк"
Првдтавлен песчаниками и алевролит®*. Верхняя часть разреза пред- ставлена карбонатными породами и перекрывающими их аргиллитами
2 Ардатовский ard 0-70 D”
Представлен песчаниками алеедолитами реже аргиллитами. Лвс-аники серые и темно-серые, крупнозернистые. В верхней части прослеживаются е основном светло-серые алевролиты
р Воробьев»* vb 0-35 d/
2° £ Мосоловский ms 0-65 D,™ 8 нижней части - переслаивающимися разнозернистыми кварцевыми песча- никами, аледрстаиг реже аргиллитами. Выше по разрезу залегает про- слой глинистых, едганогеино-обпомочтых известняков, реже доломитов, местами их перекрывает небольшая пачка аргиллитов, над которой зале- гают карбонатные толщи с маломощными прослоями аргиллитов
Клинцовский ki Бийский bis P и 1
Рифей*венд Бавлинская свита L Сероцеетные песчаники, алевролиты и аргиллиты
Элювии Кристаллически Щашг Метанорфизованвя образования лрвдетавл амфиболилннейссвым кашка»
Биотит плагиоклазовые роговообманкоеые, пироксеновые и др. гнейсы
Продолжение
Литология
Примечания
Дсясее.еост
Татарстана
. [&в№№-203,20005
Мензедано-
Акгашда)
Архагашшиегротерозойский
кристаллический комплекс
с
3
'Си Nt- 1$1-^с-Тангйяв
Сек-ш-ймш;
даиио-мстТзгарсгам
Cek-fll-Jfec-Iiaoa
з
Краткое описание пород
Отложения представлены полимктовымм и полевошпат-хварцевыми
песчвнихами и алевролитами, и зеленовато-серыми, реже темно-
серыми аргиллитами
Отложения сложены красноцветными разнозернистыми песчани-
ками и алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов.
Представлены сероцветными неравномерно чередующимися песча-
никами, алевролитами, аргиллитами.
Полимиктовые гравелиты, мелкогалечниковые конгломераты,
? песчаники и алевролиты.
Пестроцветные песчаники с каолинитом, маломощные прослои
елевролитов и аргиллитов.
Отложения представлены песчаниками с прослоем гравелитов,
! алевролитвми и аргиллитами
Данная толща сложена доломитами с прослоями алевролитов.
Алевролиты, песчаники, прослои доломитов и мергелей
Песчаники, прослои гравелитов, алевролитов и редко аргиллитов
Отложения представлены преимущественно песчаниками
с маломощными прослоями алевролитов и аргиппитов.
Песчаники с прослоями алевролитов, аргиллитов и алевролитов.
Песчвники разнозернистые, гравелиты, прослои и пачки аргиллитов
и алевролитов.
Песчаники, иногда кварцитовидные с прослоями аргиллитов
и алевролитов.
Глубоко метаморфизованные образования, представленные амфиболито-
гнейсовым комплексом. Биотмт-плагиоклазовые. гранито-силпиманито-кордие-
ритовые, роговообманковые, пироксеновые и другие гнейсы, амфиболиты и
— кристаллические сланцы.
Условные обозначения:
Известняки
Мергели
| ж | 3апв*инеФ™ | t | ипроявления [ 6
Глины
Карбонаты сульфа-
тиэированные
Несогласное
залегание
Скопления битума
и его проявления
Аргиллиты
Песчвники
Углистые
сланцы
Габбро-диабазы
Кварциты
Гравелиты,
конгломераты
Иаюльзсваны материалы Комиссия МСК. ТатНИПИиефть. МИЮ! и ГП, РХ Муслимова В.С Губаревой. В.В. Баранова
Рис. 1.3. Сводный геолого-физический разрез Волго-Уральского
нефтегазоносного региона
Красным показаны параметрические скважины, пробуренные на кристаллический фундамент.
1 - границы тектонических структур первого порядка: I - Южно-Татарский свод, II - Северо-Татарский свод, III - Мелекесская впадина, IV - Казанская седловина,
V - Токмовский свод, VI - Бирская седловина, VII - Сарайлинская седловина; границы Камеко-Кинельской системы прогибов; 2 - осевой, 3 - внутренний прибортовой;
земли: 4 - опоискованные, высокоперспективные, 5 - недостаточно опоискованные, высокоперспективные, 6 - слабоизученные; 7- месторождения нефти.
Рис. 1.4. Карта нефтегазоносности Республики Татарстан
Рис. 1.5. Карта перспектив битумоносности Республики Татарстан
Рис. 1.6. Схема сопоставления типовых разрезов нижнего карбона Республики Татарстан
темп отбора от извлекаемых запасов %
Добыча нефти, млн.т
Рис. 3.3. Графики разработки Ромашкинского, Туймазинского,
Самотлорского месторождений нефти
Мероприятия по увеличению отворе жидкости:
1 форсирование отборе жидкости
2 оптимизация работы механизированного фонда
3 переход не механизированную добычу нефти
4 мод новых скважин
Мероприятия по снижению отбора жидкости
1 выбытие скважин из эксплуатационного фонда
2 отключение из разработки обводниешихся пластов
3 прочие методы регулирования разработки
(современные аидродинамические МУН, третичные МУН,
регулирование разработки)
Рис. 3.4. Сокращение отбора попутной воды за счет регулирования
процессов разработки Ромашкинского месторождения (пласты Д,Д0)
Прочие
скважин
Рис. 3.6. Добыча нефти за счет геолого-технических мероприятий
по Ромашкинскому месторождению
Условные обозначения:
НИИ Песчаные пласты ИИИ Слабопроницаемые коллекторы
Г 1 Песчаные линзы НИИ Водонефтяные зоны
ммм Песчаные пласты с глинистостью ,.--------. ,,
6^2% Известняк
м Разобщение пластов
Рис. 3.7. Схема разукрупнения эксплуатационных объектов залежей.
(Участок залежи горизонта Д, Ромашкинского месторождения)
Рис. 4.1. Фрагмент карты разработки пласта Д, Абдрахмановской площади
Ромашкинского месторождения
Рис. 4.2. Фрагмент карты плотности остаточных балансовых запасов
горизонта Д, Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения
Рис. 4.3. Карта удельных плотностей остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ), пласт АВ1, Поточное месторождение
.111111 linn——
f-l-r I I 1 Г ' ; 1 1 |-| Т . 1 | I 1 t I I I I I 1 I 1 1 I I I I I I 1 I I > 1 1 I » I I . Т 1 1 П . I 1 I [til 111ГГТГ1 |l..|l.l|lll ||.чН^1>1 jlll|
э it ‘ qj. □ они атнэеи эдф эн
Рис. 4.4. Карта остаточных балансовых запасов, пашийский горизонт.
Ташлиярская площадь Ромашкинского месторождения
Скважины
•ф* нагнетательные
• добывающие
Рис. 4.5. Карта остаточных извлекаемых запасов, пашийский горизонт.
Гашлиярская площадь Ромашкинского месторождения
14si3i A ^tassifei,.-
“ '*«.•1 л*“»
Легенда:
шкала необратимых изме-
нений пористости (%)
20000- -
18000- -
1MW А A A
A •i:ci<4ina& now-‘
Г1Э04Й Азом ZAtB *
A л Al32Zl’30Wte
Й1 tX A ЛтеАй, д
Чйв МЗГ ™”ra?3j^3«1’»>1
^ ’ ‘r'-^' iAa эсеЛ 13
16000- -
131^13124
14000- -
8000--
ft
7104 ?1,ОбЛ„^ЛЛ1Тг
6000--
2000-*-
Легенда:
А - скважины, для которых
проводилась оценка
необратимых изменений
пористости
А - скважины, по которым
отсутствовали данные для
проведения исследования
необратимых изменений
пористости
2000 4000 6000 8000 10000
Рис. 4.7. Карта необратимых изменений пористости пласта а
Холмовской площади, вызванных разработкой в период с 1953 по 2000 г.
Рис 4.8 а. Карта состояния разработки Рис. 4.8 б. Схема подсчета запасов
опытного участка по оценке коэффициента нефти опытного участка
нефтеизвлечения
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
129
Рис. 5.1 в
130
Раздел второй
Рис. 5.1 .г
Современные методы увеличении нефтеизвлечения
131
Таблица 5.1
Методы увеличения нефтеотдачи пластов
Назначение Способ воздействия Рабочий агент
1 2 3
Воздействие на нефть, оставшуюся в пласте в макромасштабе — повышение охвата вытеснением Повышение вязкости вытесняющего агента Понижение вязкости нефти Увеличение (расширение) объема нефти Увеличение дренируемой (работающей) толщины пласта ГМУН Полимеры Мицелярные растворы Пар Воздух+вода (горение) Углекислый газ То же Пар Воздух+вода (горение) ПАВ Полимеры Водогазовые смеси Щелочи Вода (циклическое заводнение) Серная кислота Эфиры целлюлозы Силикаты Чередующаяся закачка нефти и воды Физические МУН ВУСы и др.
Воздействие на нефть, оставшуюся в пласте в микромасштабе - вытеснение рассеян- ной остаточной нефти Достижение смешиваемости нефти и вытесняющего агента Снижение межфазного натяжения Повышение смачиваемости пласта водой Повышение фазовой прони- цаемости для нефти и сниже- ние для воды Углекислый газ Газ высокого давления Мицелярные растворы Щелочи Водорастворимые ПАВ Щелочи Водорастворимые ПАВ Водогазовые смеси
Потенциальные возможности и критические факторы основных МУН
приведены в таблице 5.2, а геолого-физические критерии применимости
МУН показаны в таблице 5.3 и подробнее изложены автором в литературе
[106].
Классификация современных прогрессивных методов воздействия на
пласт и геолого-физические критерии их применения приведены в Прило-
жении 1, а наиболее часто применяемые технологии в Приложении 2.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что наиболее пред-
почтительно разрабатывать нефтяные месторождения либо на эффективных
природных режимах (если это позволяют сделать геологические условия),
либо с применением методов заводнения.
132
Раздел вгорой
Таблица 5.2
Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения
нефтеотдачи пластов
Рабочий агент Увеличение нефтеотдачи, % Критический фактор применения рабочего агента
Вода + газ 5-10 Гравитационное разделение Снижение продуктивности
Полимеры 5-8 Соленость воды и пласта Снижение продуктивности
Щелочи 2-8 Активность нефти
Мицелярные растворы до 8 Сложность технологии. Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности
Двуокись углерода 8-15 Снижение охвата. Регенерация, коррозия
Пар 15-35 Потери теплоты. Малая глубина. Вынос песка. Технические проблемы.
Воздух + вода 15-30 Осложнения при инициировании. Низкий охват горением. Технические проблемы. Неудовле- творительная охрана окружающей среды
Применение этого метода позволило б.СССР за сравнительно короткий
период времени выйти по добыче нефти на первое место в мире, обеспечить
высокие темпы добычи нефти и высокие технико-экономические показатели
разработки. В этом никто не сомневается, как и в том, что возможности
метода заводнения на сегодня еще далеко не исчерпаны - системы заводне-
ния непрерывно совершенствуются и развиваются. Очевидно этот метод в
ближайшие 20-25 лет останется основным методом разработки большин-
ства нефтяных месторождений. Однако сегодня, после 55-летнего внедре-
ния, можно утверждать, что высокоэффективный метод заводнения облада-
ет существенными недостатками, о чем будет сказано ниже.
Применение современных методов уже сейчас позволяет существенно
уменьшить отрицательное влияние этих недостатков на нефтеизвлечение, а
дальнейшее их совершенствование приведет к еще большему эффекту. Но
следует сказать, что основой всех применяемых методов при заводнении
остаются гидродинамические МУН, без которых невозможно применение
большинства третичных МУН. Кроме того, совершенствование современ-
ных МУН в дальнейшем поможет расширить диапазон геолого-физических
условий их внедрения. Месторождения, в настоящее время не разрабатыва-
емые по причине низкой рентабельности их освоения, атакже эксплуатиру-
емые на малоэффективных природных режимах, будут осваиваться с при-
менением новых методов. Это также будет способствовать повышению сте-
пени восполнения запасов нефти за счет повышения нефтеизвлечения.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
133
Таблица 5.3
Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости
от геолого-физических условий
Нефть, вода Пласт Метод
Маловязкая легкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, сла- бопроницаемый, неодно- родный Заводнение, НЗ, водорастворимые ПАВ, водорастворимая смесь, ЭЦ, ПДС, КДС, ВДС, ПАВ, полимеры, ГРП, применение газа СО2, серно- кислый алюминий, ТНФ, воздейст- вие физическими полями
Маловязкая нефть, вода с малым содер- жанием солей, особенно кальция и магния Карбонатный неистощен- ный, высокопроницаемый, трещиноватый, пористый Песчаный истощенный (заводненный), высокопро- ницаемый, монолитный Карбонатный заводнен- ный, высокопроницаемый, слабогрещиноватый, неоднородный Заводнение, НЗ, применение щело- чей, истощение, системы соляно- кислотного воздействия Углекислый газ, ЭЦ, ПДС, ВДС, полимеры, водогазовые смеси, мас- лорастворимые ПАВ и их компози- ции, ПДС с ГОК, СПГ Применение углекислого газа, циклическое воздействие, системы солянокислотного воздействия
Средневязкая, смо- листая (активная) парафинистая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Песчаный неистощенный, высопроницаемый, слабо- проницаемый. Карбонатный неистощен- ный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, трещиновато-пористый Песчаный заводненный, высокопроницаемый, монолитный, однородный Песчаный глубокозалега- ющий, высокопроница- емый, слабопроницаемый НЗ, ЭЦ, ВДС, КДС, ПДС, примене- ние полимеров, закачка водогазовой смеси, щелочи Заводнение, НЗ, закачка щелочи, углекислого газа, НЗ, ЭЦ, ПДС, полимеры, СО2, микроэмульсии, водогазовые смеси, ПДС и ГОК, СПГ
Высоковязкая тяже- лая нефть, вода пластовая с большим содержанием солей Песчаный высокопрони- цаемый, слабопроницаемый Песчаный высокопроница- емый, слабопроницаемый, неглубокозалегающий Внутрипластовое горение, НЗ НЗ, закачка пара, пароциклические обработки
Переход на рыночные условия хозяйствования привел к большой путани-
це в оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеот-
дачи (МУН). К последним стали относить методы стимуляции скважин (ОПЗ)
и даже гидродинамические методы разработки. Это привело к неоднознач-
ному выполнению отчетных данных разными НК, затруднило и сделало не-
возможным оценку эффективности новейших (третичных) МУН по РФ и
134
Раздел второй
субъектам федерации. Самое главное - невозможность количественной оцен-
ки прироста запасов за счет МУН.
Поэтому нужно четко различить методы повышения нефтеотдачи, т.е. уве-
личения извлекаемых запасов нефти, и методы сохранения или роста произ-
водительности скважин, без увеличения извлекаемых запасов нефти. В пер-
вом случае мы имеем дело с воздействием на объем пласта в межскважин-
ной зоне, а во втором - с локальным воздействием на призабойную зону
пласта (ПЗП). В первом случае мы называем это воздействие МУН, во вто-
ром стимуляцией или обработкой призабойных зон (ОПЗ) скважин. Допол-
нительная добыча в первом случае получается за счет увеличения нефтеиз-
влечения и улучшения условий для фильтрации нефти в призабойной зоне
скважин, во втором только за счет улучшения фильтрации в призабойной
зоне пласта.
Поскольку методы стимуляции скважин (ОПЗ) обеспечивают локальное
воздействие на ПЗП и по существу восстанавливают (хотя и не в полной
мере) первичные характеристики пластов, необходимо учитывать их отдель-
но от ГМУН и третичных МУН.
Дело в том, что практически каждый из пластов выделенного объекта
самостоятельной разработки характеризуется послойной неоднородностью.
В каждом эксплуатационном объекте выделяется от 2 до 10 и более слоев,
различающихся фильтрационными свойствами. Значения проницаемостей
прослоев могут изменяться в десятки и сотни раз.
При разработке месторождений нефти с низкопроницаемыми коллекто-
рами сложного строения с применением процесса заводнения происходит
частичное или полное «отключение» отдельных прослоев из разработки как
со стороны нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин. Об
«отключении» некоторых прослоев из разработки говорят результаты про-
мысловых исследований профиля приемистости и притока. Прямым свиде-
тельством «отключения» отдельных слоев из процесса заводнения, напри-
мер, является и устойчивый рост процента нефти при самоизливе нагнета-
тельных скважин, в которые ранее были закачаны сотни тысяч кубометров
воды.
Менее проницаемые пропластки монолитного пласта в большинстве слу-
чаев не вырабатываются, так как, во-первых, с самого начала вскрытия пла-
ста бурением и перфорацией они не подключаются к разработке, во-вторых,
даже ранее подключенные к разработке эти пропластки со временем могут
отключаться из процесса нефтевытеснения по различным причинам. Об этом
подробнее приведено нами в работе [26]. Для подключения этих пропласт-
ков к работе в объединении «Татнефть» применяются десятки различных
видов ОПЗ. До конца 70-х годов в Татарстане методы ОПЗ применялись в
основном (80-90%) для восстановления и увеличения приемистости на-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
135
МЕТОДЫ, УЛУЧШАЮЩИЕ ФИЛЬТРАЦИЮ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ
ПЛАСТА ПУТЕМ ОПЗ
136
Раздел второй
гнетательных скважин. Это объяснялось тем, что в этот период в основном
эксплуатировались девонские месторождения, представленные терригенны-
ми коллекторами, и главной задачей было увеличение их приемистости, ибо
от этого зависит уровень добычи нефти и состояние разработки месторож-
дений Эта проблема у нас осталась и в настоящее время.
Но с начала 1980-х годов приступили к разбуриванию залежей в карбо-
натных коллекторах, в основном низкопроницаемых, исключительно нео-
днородных, с низкой продуктивностью, а также залежей высоковязкой не-
фти в терригенных пластах. Здесь возникла необходимость усиления работ
по повышению производительности добывающих скважин. Поэтому доля
работ по добывающим скважинам возросла до 62% в общем объеме работ
по ОПЗ
Все многообразие этих методов можно объединить в 5 групп 1) хими-
ческие, 2) физические, 3) тепловые и термохимические, 4) микробиологи-
ческие, 5) комплексные (рис. 5.2).
Глава 6
ХАРАКТЕРИСТИКА СОВРЕМЕННЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ
МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ Н1Ф Г1И ЗВ. П ЧI I111Я
И ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
Все можно сделать лучше, чем делалось до сих пор.
Генри Форд
Прекрасное не требует доказательств.
Вольтер
Эти методы являются основой применения большинства МУН, ибо без
отлаженной системы разработки с внедрением гидродинамики практически
невозможно эффективное применение третичных МУН. Использование час-
ти этих методов предусматривается проектами разработки, и без них дости-
жение проектной нефтеотдачи по абсолютному большинству месторожде-
ний невозможно. Но отдельный учет текущей и накопленной добычи нефти
необходим для оценки состояния выработки запасов и эффективности рабо-
ты нефтяных компаний по разработке месторождений. Гидродинамичес-
кие МУН необходимо применять с самого начала разработки место-
рождений с целью увеличения объемов дренируемых запасов неоднород-
ных, расчлененных объектов. Без этого степень охвата залежей заводнением
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 1 37
на начальных стадиях разработки остается низкой, но особенно возрастает
их роль на поздней, наиболее сложной стадии разработки. Рассмотрим под-
робнее эти методы.
6.1. Нестационарное (циклическое) заводнение (НЗ) с переменой
направления фильтрационных потоков жидкости в пласте
Этот метод является основным для повышения охвата залежи заводнени-
ем и снижения объемов добычи попутной воды в водном периоде разработ-
ки месторождений [ 107-110].
Циклический метод заводнения основан на периодическом изменении
режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в
продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распре-
деление пластового давления и движения жидкостей и газа. Метод практи-
чески всегда применяется в комплексе с целенаправленным изменением на-
правления фильтрационных потоков жидкости в пласте, которое обеспечива-
ется за счет непрерывно проводимых мероприятий по совершенствованию
процессов разработки (создание новых линий разрезания, перенос нагнета-
ния воды, очаговое заводнение, регулирование отборов и закачки и т.д.).
На практике неустановившиеся давления и фильтрация жидкости в плас-
те могут создавазъся периодическим изменением объема нагнетаемой воды
и добываемой из пласта жидкости при искусственном заводнении коллекто-
ра или циклическим отбором жидкости при естественном водонапорном
режиме его разработки.
Фильтрация жидкости в неоднородных пластах происходит в основном
по многочисленным трещинам, а матрица в этом процессе принимает под-
чиненное значение, а порой сводится к нулю Вот это положение в полной
мере использует метод нестационарного заводнения, активизируя роль мат-
рицы породы в процессе вытеснения.
При периодическом нарушении установившегося состояния гидродина-
мической системы в нефтяной залежи возникают условия для непрерывно-
го проявления упругих сил. В неоднородном пласте между различными зо-
нами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты гидродинами-
ческих давлений, способствующие интенсификации перетоков жидкостей
из одних слоев в другие, из трещин в блоки, и изменяется направление
потоков.
Благодаря периодическим изменениям условий воздействия в периоды
повышения пластового давления в нефтяной залежи возникают градиенты
давлений в сторону малопроницаемых элементов пласта, усиливающие про-
цесс капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные участки. В период
снижения пластового давления знак градиента гидродинамического давле-
ния меняется, и внедрившаяся в малопроницаемые участки вместе с нефтью
138
Раздел второй
вода получает возможность обратного перетока в высокопроницаемые уча-
стки. При этом из-за микронеоднородности пористой среды и ее гидрофиль-
ных свойств часть нефти в наименее мелких порах малопроницаемых учас-
тков залежи замещается под действием капиллярных сил водой. В каждом
конкретном случае степень замещения нефти водой в малопроницаемых
участках пласта зависит от физико-химических свойств пластовой системы
нефть-вода-порода, характера микроиеоднородного строения пласта и его
насыщенности водой.
Из сказанного следует, что эффективность упругокапиллярного цикли-
ческого метода заводнения макро- и микронеоднородных пластов опреде-
ляется двумя неразрывно связанными процессами:
— гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтена-
сыщенпые элементы пласта за счет неравномерного перераспределения дав-
ления, вызываемого макронеоднородностью среды;
- капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пла-
ста, вызываемым микронеоднородностью среды.
Метод ИЗ должен применяться на различных месторождениях, но он наи-
более эффективен для разработки залежей высоковязких нефтей в карбо-
натных и терригенных коллекторах, а также залежей в слабопроницаемых
терригенных пластах, делая рациональным применение заводнения на зале-
жах такого типа.
Циклический метод заводнения тем эффективнее, чем выше остаточная
нефтенасыщенность пластов. Этот метод эффективен и в сравнительно од-
нородных пластах, содержащих вязкую нефть. В месторождениях такого
типа из-за явления «вязкостной неустойчивости» происходят локальные про-
рывы воды в добывающие скважины, что резко снижает безводную и ко-
нечную нефтеотдачу. При этом формируются огромные поверхности разде-
ла между нефтью и водой, что предопределяет высокоэффективное приме-
нение технологии циклического заводнения.
Разработка пласта осуществляется циклами. Каждый цикл состоит из двух
периодов. В первом происходит отбор жидкости добывающими скважина-
ми (при остановленных нагнетательных), и упругий запас пласта исчерпы-
вается. Во втором периоде вступают в работу нагнетательные скважины,
восполняя закачкой упругий запас. Каждый период состоит из двух этапов
(полуциклов). На первом имеет место обычный упругий режим, который
длится до тех пор, пока волна понижения или повышения пластового давле-
ния не достигает границы рассматриваемого элемента. На втором этапе на-
блюдается замкнутый упругой режим, когда давление во всем пласте пони-
жается при работе только добывающих скважин или повышается, когда ра-
ботают нагнетательные скважины. Поскольку на первом этапе отбирается
незначительная часть упругого запаса, наибольший практический интерес
представляет второй этап.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
139
Рис. 6.1. Зависимость длительности
полуциклов нестационарного воздействия
(Т|/2) от пьезопроводности пласта (к)
и ширины фронта нагнетания (L)
На рис. 6.1 показана расчет-
ная длительность полуциклов НЗ
в зависимости от геологических
особенностей объекта (пьезопро-
водность пласта) и системы раз-
работки (ширина фронта нагне-
тания). Разработаны расчетные
схемы определения периодов
полуциклов. Но на практике гео-
логи пользуются методом прак-
тического подбора этих перио-
дов, начиная с остановки на 15
дней и далее экспериментируя —
меняя периоды остановки нагнетательных скважин в большую или мень-
шую стороны. Основная цель — получить больше нефти и меньше воды.
Промысловый геолог на своих месторождениях экспериментально мето-
дом проб и ошибок обычно «набивает руку» и уже этим опытом пользует-
ся на залежах аналогичного строения. Этот метод более эффективен, чем
расчетный.
В Татарстане накоплен большой опыт применения циклического заводне-
ния на объектах с различными геолого-физическими условиями и система-
ми разработки. При организации нестационарного заводнения, исходя из
возможностей технического обеспечения, применяются различные методы
циклирования:
— активное—попеременное прекращение закачки воды по группам сква-
жин подряд и целых рядов скважин кустовых насосных станций (КНС) в
различных вариациях с продолжительностью периода полуциклов от 10-
30 сут. до 1-6 мес., а также прекращение закачки воды на более длитель-
ное время (до года);
- пассивное - временная остановка некоторых нагнетательных скважин
в различных вариациях или временное уменьшение объемов закачки воды
путем попеременного прекращения нагнетания воды в теплое время года
(май-ноябрь) по скважинам, группируемым через одну, с продолжительно-
стью полуциклов от 10-30 сут. до 1—6 мес. круглогодичного попеременного
уменьшения закачки воды.
В Татарстане применяется большое количество модификаций метода цик-
лирования (рис. 6.2).
Одной из активных модификаций нестационарного заводнения является
метод чередующейся (импульсной) работы нагнетательных и добывающих
скважин. Сущность его заключается в следующем. В период закачки в ра-
боте находятся только нагнетательные скважины (добывающие остановле-
ны), за счет чего в пласте создается упругий запас энергии, давление в
140
Раздел второй
течение определенного времени возрастает. На следующем этапе в эксплуа-
тацию вводятся добывающие скважины, а нагнетательные останавливаются:
расходуется накопленная пластовая энергия. Приток жидкости происходит
не только по линиям гидродинамической связи между нагнетательными и
добывающими скважинами, которые обычно бывают высокообводненны-
ми, но также за счет притока нефти из зон, ранее не дренируемых. Это по-
зволяет охватить разработ кой низкопроницаемые зоны, которые при стацио-
нарном и длительном циклическом заводнении по одной модификации обычно
не вырабатываются. По предлагаемому методу также исключается передача
давления на объект разработки даже через зоны слияния пластов, так как в
период отбора жидкости закачка полностью отсутствует.
Чередующийся (импульсный) метод закачки и отбора жидкости позволит
более полно охватить воздействием зону дренажа скважин, что в конечном
итоге снижает обводненность продукции, увеличивает конечную нефтеотда-
чу пластов.
Для условий терригенного девона месторождений Татарстана увеличе-
ние нефтеотдачи за счет применения нестационарного заводнения составля-
ет около 3 пунктов, а для залежей с трудноизвлекаемыми запасами от 3 до 9
и более пунктов.
1. Классический
II полуцикл
I полуцикл
АЛЛА
° ° . О *
А Л А Л
А ▲ А А
А ° Р °
ал о о А
А°о°о0А
2. Перекрестный
I полуцикп
АЛАА
О о О
о о О Л
II полуцикп
А А А А
_ ° % °
3. Через ряд
ДАЛА
Iлолуцикл
II полу цикл
4. Через одну в ряду
I полуциот II лолуцикл
А А А Д А А
о о о о
© о Р о О О
о © © ©
А А А А А А
4. Блочно-угловое
I лолуцикл II лолуцикл
II полуцикп
0 О О О
° ° \ о © О
® 0 © © о
А А А А А Д
° 0 о © ©
° ° ООО
© О © о С
А А А А А А
6. Синусоидальное
I полуцикп
7. Рядно в линейно-попеременное
I полуцикп II полуцикп
8. Блочно-площадное
I полуцикп
А А А А Д Д А
II полуцикп
А А А А А А А
. о е © б о ©
^л о ©Де о А
Л° ° °Л° ° ©А
£1 О о Дл о с Д
© е о о а о
9. Блочное с чередованием закачки и отбора
I полуцикп II полуцикп
Условные обозначения
А Нагнетательные скважины под закачкой
А Нагнетательные скважины остановленные
° Добывающие скважины действующие
• Добывающие скважины остановленные
Рис. 6.2. Методы нестационарного заводнения с изменением направления
фильтрационных потоков
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
141
На рис. 6.3 показана эффективность циклической закачки воды на учас-
тке залежи 302 башкирского Ромашкинского месторождения, представлен-
ной весьма неоднородными трещинно-пористыми карбонатными коллекто-
рами, насыщенными вязкой нефтью. Закачка в зависимости от особеннос-
тей геологического строения здесь ведется в течение 4-10 суток за месяц,
за этот период закачивается месячная норма воды.
Рис. 6.3. Эффективность циклирования закачки на залежи 302
Ромашкинского месторождения
На рис. 6.4 показана сравнительная характеристика фактически накоп-
ленной добычи нефти в зависимости от обводненности при стационарном и
нестационарном заводнении на залежи №12 бобриковского горизонта Ро-
машкинского месторождения, представленной высокопроницаемыми тер-
ригенными коллекторами, насыщенными вязкой (около 40 МПа • с) нефтью.
Сравнение произведено между северной (стационарное) и южной (НЗ) час-
тями залежи, разрабатываемыми разными НГДУ (соответственно «Джалиль-
нефть» и «Сулеевнефть»). А на рис. 6.5 путем сравнения состояния разра-
ботки этих частей залежи показано фактическое увеличение КИН при неста-
ционарном заводнении.
6.2. Ввод недренируемых запасов
Наличие недренируемых запасов обуславливается как объективными, так
и субъективными причинами. К числу первых можно отнести сложность
геологического строения залежей, из которых основными являются расчле-
ненность, зональная и послойная неоднородность, тектоническая нарушен-
ность, а также свойства пластовых флюидов, влияющие на их фильтрацион-
ные свойства. Ко вторым относится выделение чрезмерно крупных эксплу-
142
Раздел второй
атационных объектов, объединяющих пласты с различной геолого-физичес-
кой характеристикой, проектирование неоптимальных сеток скважин, несо-
вершенство применяемых методов воздействия на пласт, недостатки в сис-
теме контроля и регулирования процессов выработки пластов.
Месяцы
Рис. 6 4 Эффективность нестационарного заводнения на залежи №12
Ромашкинского месторождения
Анализ выработки запасов нефти из продуктивных пластов месторожде-
ний показывает, что потери нефти в них происходят по различным причинам
и могут быть разделены па две основные группы - макро- и микромасштаб-
ные (рис. 6.6) (К.С.Баймухаметов и др.) [111].
Макромасштабные'.
- на участках пластов, имеющих худшие по сравнению с окружающими
участками фильтрационные свойства («целики» или застойные зоны);
— в худших по фильтрационным свойствам пластах, разрабатываемых
совместно с другими пластами, имеющими лучшие свойства;
- в зонах выклинивания или замещения коллекторов («тупиковые» зоны),
- в замкнутых линзах и полулинзах при их небольших размерах, сравни-
мых с плотностью разбуривания;
— в краевых частях водонефтяных зон при нефтенасыщенной толщине,
менее какой-то критической при данной вязкости нефти, так, для терриген-
ных толщ девона при вязкости менее 3 мПа с (в пластовых условиях она
составляет 2 м и менее),
- в кровельных, часто уплотненных частях продуктивных пластов;
— в зонах между первым рядом добывающих скважин и контуром нефте-
носности (если он неподвижен или малоподвижен) при применении только
внутриконтурного заводнения («кольцевые» зоны);
— на участках резкого локального увеличения толщины продуктивного
пласта;
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
143
Рис, 6.5. Эффективность нестацио-
нарного заводнения залежи №12
Ромашкинского месторождения
- в зонах стягивания контуров при
рядных системах разработки;
- в зонах продуктивного пласта, не
введенных или не охваченных разра-
боткой;
— в пластах с меньшими, чем в дру-
гих, темпами извлечения запасов;
- за счет конусообразования;
- в техногенно измененных в про-
цессе разработки коллекторах;
- в пластах с ухудшенными в про-
цессе разработки нефтями;
- в техногенно измененных пластах
с ухудшенными свойствами нефтей.
Микромасштабные потери возни-
кают в обводненных (выработанных)
пластах:
- в поровых каналах после проры-
ва по ним воды («пленочная» нефть);
- в тонких, менее проницаемых прослоях в обводненных пластах;
— в поровых каналах по причине техногенного изменения свойств нефтей
в процессе разработки;
-в прослоях заводненных пластов из-за техногенного изменения свойств
нефтей в процессе эксплуатации.
Природа микропотерь пракгически не изучена. Обводнение первоначаль-
но полностью нефтенасыщенного пласта при продвижении воды происхо-
дит в основном так, что единичные каналы с момента появления первой
капли воды полностью переходят на подачу чистой воды, в то время, как
через остальные поступает чистая нефть. В этом случае первыми должны
обводняться каналы, обладающие лучшими фильтрационными свойствами.
По мере увеличения числа обводнившихся поровых каналов возрастает об-
водненность всей продукции и пласта по толщине.
В настоящее время при проектировании разработки и, прежде всего, опреде-
лении конечного значения коэффициента извлечения нефти учитываются не все
виды потерь. Некоторые из них объединяются и учитываются каким-либо еди-
ным коэффициентом, например, коэффициентом охвата залежи заводнением.
Удельный вес макро- и микропотерь в зависимости от характеристики кол-
лекторов и геологического строения продуктивных пластов на каждом мес-
торождении будет различаться. Чем более неоднороден пласт по пористости
или проницаемости, тем резче должны возрастать микропотери. При объеди-
нении нескольких пластов в едином объекте, отличающихся толщиной и нео-
днородностью фильтрационных свойств, будут возрастать макропотери.
144
Раздел второй
Выводы и причины потерь запасов Схема формирования потерь Методика учета потерь
МАКРОМАСШТАБНЫЕ
В худших участках пластов (застойные зоны) Коэффициентом охвата заводнением
В худших пластах сложных объектов IW/lillDI, Не учитываются
В тупиковых зонах Коэффициентом сетки
В линзах и полулинзах Коэффициентом сетки
В краевых частях ВНЗ „ . , Не учитываются
В кровельной части пластов Отдельно не учитываются
В «кольцввых» зонах Не учитываются
На участках резких «раздувов» толщины пласта Коэффициентом охвата заводнением
В зонах стягивания контуров Коэффициентом охвата заводнением
В зонах, нв введенных в разработку Вывод запасов за баланс
В пластах с меньшими темпами извлечения запасов Не учитываются
За счет конусообразования 1 a Нв учитываются
В техногенно измененных в процессе разработки коллекторах Не учитываются
В пластах с ухудшенными в процессе разработки нефтями Не учитываются
В техногенно измененных пластах с ухудшенными свойствами нефтей Не учитываются
МИКРОМАСШТАБНЫЕ
В поровых каналах Коэффициентом вытеснения
В тонких прослоях, заводненных пластах " » Коэффициентом охвата заводнением
В поровых каналах по причине техногенного изменения свойств нефтей в процессе разработки Нв учитываются
В прослоях заводненных пластов из-за техногенного изменения свойств нефтей в процессе эксплуатации Не учитываются
Рис. 6.6. Виды потерь запасов нефти при разработке залежей
(по К.С. Баймухаметову и др., дополненные Р.Х. Муслимовым)
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
145
Рис. 6.6 показывает огромные сложности выработки неоднородных пла-
стов и невозможность на современном уровне развития методов проектиро-
вания разработки в полной мере учесть возможные потери нефти при вне-
дрении запроектированных систем разработки.
При разработке месторождений приходится проводить большой объем
работ по вводу в разработку недренируемых запасов нефти. На это затрачи-
ваются основные усилия производственных коллективов. Так, наибольшая
доля недренируемых запасов приходилась на залежи горизонтов Д,Д0 Ро-
машкинского и Ново-Елховского месторождений (соответственно 37 и 18%)
после разбуривания площадей основной сеткой скважин. Рис. 6.7 наглядно
иллюстрирует чрезвычайно низкий охват пласта б, Миннибаевской площа-
ди заводнением после разбуривания основной сеткой скважин и освоения
запроектированной вначале системы заводнения. На следующем этапе со-
вершенствования системы разработки путем бурения дополнительных сква-
жин и раздельного освоения этого пласта под нагнетание воды удалось не-
сколько улучшить состояние выработки пласта, но слабопроницаемые кол-
лекторы, отдельные линзы песчаников до сих пор не дренируются и требуют
для этого дополнительных ГТМ. Благодаря огромному объему проведен-
ных мероприятий по совершенствованию процессов разработки эта доля за
более чем 5 0-летний срок уменьшилась на Ромашкинском месторождении
до 11%, Ново-Елховском до 7%.
Условные обозначения:
• о Добывающие и нагнетательные скв.,
/gx пробуренные по первоначальной сетке,
вскрывшие данный пласт перфорацией
© Добывающие и нвгнетательные скв.,
пробуренные сверх основной сетки,
обеспечивающие выработку пласта
К Ликвидированные скважины
Отсутствие коллектора
| | Низкопродуктивный коллектор
।------1 Высокопродуктивный коллектор,
I------1 выходящий на линию нагнетания
[ / / /I Высокопродуктивный коллектор,
У / / \ не выходящий на линию нагнетания
Рис. 6.7. Эффективность двухстадийного разбуривания
Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения
146
Раздел второй
На практике ввод недренируемых запасов осуществляется путем разук-
рупнения эксплуатационных объектов и оптимизации плотности сеток сква-
жин в комплексе с совершенствованием системы поддержания пластового
давления (ППД) [26,30, 112-115].
6.2.1. Оптимизация размеров эксплуатационных объектов
Оптимизация размеров эксплуатационных объектов осуществляется в
основном путем их разукрупнения. Эта мера может применяться с самого
начала разработки, когда уже на первом этапе выявляется низкая вовлечен-
ность запасов в разработку. Но обычно разукрупнение эксплуатационных
объектов производится на третьей стадии разработки пластов в конкретных
геолого-физических условиях эксплуатируемых залежей. Разукрупнение
объектов может быть полным и частичным. Полное разукрупнение предус-
матривает разбуривание разукрупняемых объектов самостоятельными сет-
ками добывающих и нагнетательных скважин. При этом на один из объек-
тов оставляется ранее пробуренная система скважин, на другой - бурится
новая сетка скважин. Такое разукрупнение проводится в соответствии с но-
вым проектным документом. По этому пути в РТ пришлось пойти в 70 80-х
годах прошлого столетия, когда, не имея опыта разработки многоэтажных
небольших месторождений, были выделены чрезмерно крупные эксплуата-
ционные объекты, объединяющие карбонатные и терригенные коллекторы,
терригенные отложения девона и карбона с нефтями различной вязкости (от-
ложения нижнего карбона Бавлинского месторождения, Ульяновское, Азе-
во-Салаушское, Шегурчинское и др.). Выделение чрезмерно крупных объек-
тов в этом случае объяснялось отсутствием опыта разработки многоэтаж-
ных, многопластовых месторождений и вследствие этого ошибками в
проектировании систем разработки. В настоящее время такие крупные объек-
ты на месторождениях Татарстана, к счастью, уже не выделяются. Исклю-
чение составили месторождения ОАО «РИТЭК», запроектированные под
руководством В.Д Лысенко, несостоятельность которых нами была показа-
на в работе [26].
Обычно на подавляющем большинстве месторождений приходится про-
изводить разукрупнение эксплуатационных объектов на поздней стадии раз-
работки, когда на основе детального анализа состояния охвата заводнением
выявляются недренируемые запасы, которые при существующей системе
разработки вовлечь в активную разработку не удается. Здесь, как правило,
производится частичное разукрупнение объекта. Оно осуществляется путем
бурения дополнительных нагнетательных, а в некоторых случаях и добыва-
ющих скважин. Их бурение осуществляется в рамках принятого проектного
документа за счет резервного фонда скважин, либо (если его не хватает)
путем составления нового проекта. При осуществлении этого мероприятия
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
147
широко используются обводнившиеся по отдельным пластам скважины,
после проведения на них изоляционных работ по отключению обводнив-
шихся пластов. Этот процесс естественный и необходимый.
6.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
Для ввода недренируемых запасов и снижения макромасштабных по-
терь наиболее широко используется оптимизация плотности сеток скважин.
Она производится либо самостоятельно, либо (при выделении чрезмерно
крупных объектов) совместно с разукрупнением эксплуатационных объек-
тов. Обычно при проектировании разработки выделяются основной и резер-
вный фонды скважин.
Бурение резервных скважин преследует две основные цели: достижение
запроектированной нефтеотдачи и интенсификацию процесса разработки с
целью поддержания уровня добычи или снижение темпов ее падения и обес-
печение проектного уровня добычи нефти.
Скважины, бурящиеся с целью достижения проектной нефтеотдачи, можно
разделить натри категории.
На рис. 6.8 показана зависимость нефтеотдачи от плотности сетки сква-
жин по разным месторождениям, установленная при анализе фактической
разработки [49].
К ни
Рис. 6.8.а. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки
скважин для объектов Татарстана (площадь, месторождение) (по В.Е. Гавуре):
1 - Абдрахмановская, 2 - Южно-Ромашкинская, 3 - Западно-Лениногорская,
4 - Зай-Каратайская, 5 - Куакбашская, 6 - Миннибаевская, 7 - Альметьевская,
8 - Северо-Альметьевская, 9 — Березовская, 10 - Восточно-Сулеевская, 11 - Аль-
кеевская, 12 — Чишминская, 13 - Ташлиярская, 14 — Сармановская^ 15 - Азнакаев-
ская, 16 — Карамалинекая, 17 - Павловская, 18 - Зеленогорская, 19 - Восточно-
Ленипогорская, 20 - Холмовская, 21 - Южная, Бавлинское, 22 - Бондюжское
148
Раздел второй
Рис. 6.8.6. Зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности
сетки скважин по терригенному девону Д.До
Разукрупнение эксплуатационных объектов и плотность сетки скважин
на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения, не дают
эффекта без совершенствования системы ППД. Оно осуществляется путем
оптимизации размеров выделяемых блоков, применения очагового завод-
нения и в отдельных случаях переноса нагнетания.
6.2.3 Форсированный отбор жидкости (ФОЖ)
Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи не-
фти начал внедряться на старейших нефтяных промыслах Азербайджана в
1933-1938гг. Однако, несмотря на сравнительно продолжительную практи-
ку применения этого метода, существуют различные мнения о влиянии тем-
па отбора жидкости на темпы отбора нефти и нефтеотдачу [116-125].
ФОЖ на поздних стадиях разработки представляется многими исследо-
вателями как наиболее эффективный метод достижения высокого нефтеизв-
лечения [118, 119]. Однако единого мнения здесь нет.
Прежде всего нет единства в понимании самого термина ФОЖ. Некото-
рые исследователи считают, что под «форсированием» следует понимать
увеличение отборов не менее чем на 20%; другие - увеличение отборов при
обводненности скважины не менее чем на 50%. Башкирские нефтяники под
форсировкой понимают практически любое увеличение отбора жидкости из
скважин при обводненности 40-50% и выше. В объединении «Татнефть»
форсировкой называют поэтапное, постепенное и существенное (в 1,5—2 раза)
увеличение отборов жидкости из высокообводненных (на 95% и выше),
высокопродуктивных (с дебитами жидкости более 50 т/сут.) скважин. Уве-
личение отборов жидкости из скважин с меньшей обводненностью и мень-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
149
шими дебитами жидкости рассматривается как оптимизация режимов рабо-
ты скважин. При таком подходе метод форсированного отбора жидкости
можно считать не только методом интенсификации и регулирования разра-
ботки, но и повышения нефтеотдачи. Он позволяет эксплуатировать высоко-
обводненные участки залежи при рентабельных дебитах скважин, т.е. про-
длить срок службы скважин и тем самым получить дополнительную нефть.
Большинство исследователей (В.Н.Щелкачев, А.А.Казаков, С.Т.Овната-
нов, К. А.Карапетов, Н.Н.Егурцов и другие), основываясь на большом чис-
ле примеров, относят ФОЖ к числу эффективных методов не только интен-
сификации, но и повышения нефтеотдачи. По их оценкам в результате ФОЖ
прирост конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) по неоднород-
ным пластам может составить 7 12%, по однородным - 1-4%. Прирост те-
кущего КИН при этом может изменяться от 2 до 17%.
Единой методики оценки этого метода нет. В большинстве работ под эф-
фектом понимается любая дополнительная добыча нефти при увеличении
отборов из обводненных скважин [121,122]. При этом убедительным дока-
зательством эффективности считается снижение или сохранение уровня об-
водненности добываемой продукции после увеличения отборов жидкости.
Были попытки оценить эффективность ФОЖ по кривым, характеризующим
охват пластов вытеснением как по отдельным скважинам, так и отдельным
участкам залежи или группе скважин.
Неоднозначен и подход к выбору объектов ФОЖ. В одних случаях эф-
фект оценивается по отдельным скважинам, в других непременным услови-
ем принимается участок или залежь.
Нет ясности и в выборе времени начала ФОЖ. Одни исследователи пред-
лагают начинать ФОЖ при обводненности 30-50%. Другие этот момент же-
стко не регламентируют (вплоть до обводненности 90% и более). Группа
исследователей предлагает начинать ФОЖ на более ранней стадии разработ-
ки, при обводненности даже менее 30%.
Большинство исследователей рекомендует в коллекторах порового типа
осуществлять ФОЖ для скважин, обводненных на 60-85%. Для отдельных
месторождений в процессе анализа установлены критические значения об-
водненности до ФОЖ (в среднем 70%), при которых увеличение отборов
жидкости сопровождается снижением темпов падения добычи нефти за счет
стабилизации или уменьшения обводненности.
Практически неосвещенным оказался вопрос об эффективности ФОЖ
при предельной (98-99%) обводненности. Некоторые исследователи (В.Н.Щел-
качев и др.) полагают, что наиболее эффективен вариант с невысокими тем-
пами отбора запасов в основной период (I—III стадии разработки) и форси-
рованной эксплуатацией залежей в завершающей стадии разработки. В то
же время высокие отборы жидкости в начальный период разработки ухуд-
шают результаты ФОЖ в более поздний период. Практически все исследо-
150
Раздел второй
ватели сходятся во мнении, что в расчлененных пластах ФОЖ более эффек-
тивен, чем в монолитных.
Увеличение отборов в отдельной скважине не всегда приводит к соответ-
ствующему увеличению отборов из какого-то геологически или гидродина-
мически ограниченного участка и тем более залежи в целом. Необходимо
также четко разграничить понятия увеличения отборов из скважин и форси-
рованного отбора по участку, блоку, залежи.
Если форсированный отбор жидкости приводит к получению дополни-
тельной добычи без увеличения нефтеизвлечения, то можно принять, что
эффект выражается прежде всего в сокращении сроков разработки участка,
блока, залежи или срока эксплуатации скважин. В этом случае количествен-
ное определение эффективности ФОЖ не представляет особой сложности.
При увеличении нефтеотдачи, видимо, часть дополнительной добычи не-
фти будет получена за счет сокращения сроков разработки. Разработанных
методов оценки эффекта того или иного вида пока нет. Однако ясно, что вся
дополнительная добыча никак не может быть оценена как полученная только
за счет увеличения нефтеотдачи.
Вероятно, правильнее форсированным отбором считать увеличение отбо-
ров по группе скважин, расположенных на отдельном участке, блоке или
залежи в целом при условии существенного увеличения отбора жидкости
на высокой стадии обводнения (95% и выше) [26].
Эффективность форсированного отбора жидкости оценивают по промыс-
ловым данным, эксплуатационным характеристикам отдельных скважин или
групп скважин, переведенных на форсированный отбор. Поданным зару-
бежных и отечественных специалистов, для неоднородных терригенных пла-
стов с толщиной менее 10 м, проницаемостью более 0,3 мкм2, пористостью
10-24%, содержащих нефти невысокой вязкости, разрабатываемых при дав-
лении большем давления насыщения, форсированный отбор жидкости мо-
жет дать увеличение нефтеотдачи до 2-3%, водонефтяной фактор при этом
увеличивается на 40 м3/м3 и более. Увеличение нефтеотдачи обусловлено не
только продлением срока рентабельной работы скважин, но и в ряде случа-
ев подключением в работу пор и пропластков, не участвующих в фильтра-
ции до интенсификации отборов, отмывом пристенных слоев нефти.
Зависимость эффективности ФОЖ от многих геолого-физических фак-
торов, от системы разработки, от геологического строения месторождения
требует определения и оценки этих факторов при разработке многопласто-
вых залежей на поздней стадии.
С целью оценки влияния различных факторов на эффективность ФОЖ по
скважинам Туймазинского месторождения специалистами «БашНИПИнефть»
был выполнен анализ по результатам работы 203 скважин, в которых нара-
щивание отборов осуществлялось в несколько этапов. В анализ включено
356 таких этапов [111].
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
151
При определении эффективности анализировались следующие показатели:
К - кратность изменения дебита нефти, представляющая отношение сред-
несуточного дебита в первый год после начала форсирования к среднесу-
точному дебиту за предыдущий год,
Кж— кратность изменения дебита жидкости за те же периоды времени.
Эти два параметра взаимосвязаны и поэтому должны рассматриваться
совместно.
В зависимости от величины этих параметров скважины и этапы, в кото-
рых осуществлялся ФОЖ, могут быть разделены на четыре группы:
1. Скважины (этапы) с высокой эффективностью форсирования
К >К , К >1.
н ж’ и
2. Скважины (этапы) с удовлетворительной эффективностью форсиро-
вания
К <К , К > 1.
н ж’ н
3. Скважины (этапы) с низкой эффективностью форсирования
К <К , К < 1.
н ж’ н
4. Скважины (этапы) с отрицательными результатами
К <К ,К <К < 1,
н ж’ и о ’
где Ко - кратность изменения среднесуточного дебита нефти в период, пред-
шествующий форсированию. По фактическим данным его величина состав-
ляет 0,9-0,95.
На рис. 6.9 представлены результа-
ты этого анализа по скважинам гори-
зонта Д1 Туймазинского месторожде-
ния. На графике выделены зоны соот-
ветствующих ipynn.
В первой группе 66 этапов (18,5%
от общего числа), удовлетворительные
результаты достигнуты в 225 (63,2%),
низкая эффективность получена в 13
скважинах (5,4%) и отрицательные в
46 (12,9%). В сумме эффективные
скважины составляют 81,7% от всех
подвергнутых форсированному отбо-
ру скважин.
Четкой зависимости от принятых
при анализе геологических параметров
пластов авторам выявить не удалось.
Рис. 6.9. Эффективность форсированного
отбора жидкости при различной обвод-
ненности (по К.С. Баймухаметову и др.)
152
Раздел второй
Можно лишь констатировать, что более высокие результаты получены в сква-
жинах, расположенных в приконтурных и периферийных частях залежей.
Менее эффективны результаты форсирования в скважинах в центральной
части залежи (23 и 30 скважин), либо с монолитным пластом в разрезе
(15 из 20 скважин). Положительный эффект также получен в скважинах с
большей расчлененностью разреза.
На одном из блоков месторождения (XVIII блок, Абсалямовский учас-
ток) форсирование отборов жидкости осуществлялось в большинстве сква-
жин и было выполнено в два этапа: первый этап начат в 1965г., второй -
в 1972г.
В 1965г. отбор жидкости был увеличен по участку с 605 до 910-925 тыс.т
в год и поддерживался на этом уровне до 1968г., когда из-за временной
остановки ряда скважин отбор был сокращен почти до первоначального
уровня. В 1972г. был начат второй этап. Максимальный отбор достигнут в
1981 г. - 2270 тыс.т. В течение почти 10 лет (1978-1987гг.) отбор жидкости
удерживался на уровне 1900-2270 тыс.т. В результате наданном этапе вна-
чале отмечался прирост, а затем стабилизация добычи нефти. Если сопоста-
вить фактический уровень добычи нефти с расчетным (при условии сохра-
нения первоначального до форсирования), то дополнительная добыча нефти
за оба этапа равна 759 тыс.т, что составляет 6,74% от геологических запа-
сов участка. На первом этапе на каждую тонну дополнительно добываемой
нефти было отобрано 2,9 т воды. На втором - 35,6 т, с точки зрения допол-
нительной добычи нефти эффективность ФОЖ на этом участке, несомнен-
но, высока.
Целенаправленное применение ФОЖ на одном из участков Абдрахма-
новской площади показало достаточно высокую эффективность метода
(табл. 6.1) [123]. Характеристики вытеснения (ХВ) показывают в боль-
шинстве случаев положительное воздействие ФОЖ на выработку запасов
(рис. 6.10а), в меньшем числе случаев (рис. 6.106) - отрицательные ре-
зультаты. На Восточно-Сулеевской площади ФОЖ применялся на высоко-
обводненных скважинах, которые по причине достижения предельной об-
водненности должны были бы отключить из разработки (рис. 6.11). В этом
случае удалось продлить рентабельный срок эксплуатации скважин и полу-
чить дополнительную добычу нефти.
ФОЖ в большинстве случаев является эффективным инструментом по-
вышения эффективности разработки нефтяных месторождений за счет по-
вышения темпов выработки запасов и увеличения нефтеотдачи. Но наша за-
дача в течение всего водного периода разработки месторождения заключа-
ется также в повышении экономических показателей. Для этого необходимо
добывать больше нефти и как можно меньше попутной воды. Поэтому мы
применяем различные методы регулирования процессов разработки. Наибо-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
153
лее мощным средством уменьшения добычи попутной воды является оста-
новка высокообводненных скважин и отключение из разработки обводнен-
ных пластов. Казалось бы, что здесь мы имеем противоречивые цели: ФОЖ
увеличивает отбор попутной воды, а регулирование - снижает ее. Поэтому
регулирование необходимо проводить в течение всей разработки месторож-
дения, а ФОЖ осуществлять на поздней стадии при высокой обводненности
участка.
Таблица 6 1
Данные ФОЖ по Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения
Кол-во СКВ., переведен- вых на фор- сир. отбор жидкости Эксплуатационные характеристики скважин, находившихся на форсированном отборе жидкости
До перевода на форсир. отбор После перевода на форс, отбор По состоянию на 1.01.1995г. Прирост доп. добычи, тыс. т
Всего за весь период разработки Наход. на форс, на 1.01.95 г. Сум. деб., т/сут Ср. давл., МПа Сум. деб., т/сут Ср. давл., МПа Сум. деб., т/сут Ср. давл., МПа
жидк. нефть пласт. забойн. ЖИДК. нефть пласт. забойн. ЖИДК. нефть пласт. забойн. жидк. нефть
266 24 3160,2 79,6 16,6 9,6 7018 209,8 16,9 9,2 4513 160,1 16,3 6,9 606,7 33,1
Здесь необходимо отметить, что остановка высокообводнепных скважин
может повлиять на снижение нефтеотдачи участка. Поэтому к этому мероп-
риятию необходимо подходить со всей серьезностью.
Достижение предельного обводнения скважин перед проведением отклю-
чения пласта или скважины из разработки предусматривалось при 50% об-
водненности по I Генсхеме, 90-95% по II Генсхеме, 95-98% по III Генсхе-
ме, а скважин стягивающего ряда при 98-99,5% обводнения, т.е. при дости-
жении предельного рентабельного дебита нефти по скважине. Однако даже
достижение предельного дебита нефти или обводнения не является безус-
ловным при решении вопроса об отказе от пласта или отключении скважи-
ны из разработки. Основным критерием должна служить возможность наи-
более полного и эффективного использования данной скважины с учетом
предполагаемых мероприятий по регулированию разработки, увеличению
коэффициента нефтеизвлечения.
До отключения скважины (или пласта) необходимо ее отрабатывать до
предельной обводненности в соответствии с кривой зависимости затрат от
дебита нефти и процента воды. При этом можно применять зависимость,
полученную при анализе работы высокообводненных скважин Абдрахма-
154
Раздел второй
Рис. 6.11. Динамика отбора по скважине
№1253 Восточно-Сулеевской площади
Ромашкинского месторождения
Рис. 6.10. Характеристики вытеснения нефти водой по форсированным
скважинам и участкам 1—6 скв.146, 116, 9501,9562, 3464, 10811; 9-10-11
участки I, II, III соответственно
новской площади (рис. 6.12). Но отключенные скважины ни в коем случае
нельзя ликвидировать, так как в результате мер по регулированию разработ-
ки в них может появиться нефть (рис. 6.13) иногда с дебитом до 50 т/сут при
небольшой обводненности. Многочисленные примеры этого есть на многих
площадях Ромашкинского месторождения. Аналогичный подход должен быть
к отключению отдельных обводненных пластов
Исследованиями ФОЖ много и плодотворно занимались специалисты
ОАО «Сургутнефтегаз». На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» отбор
продукции из скважин при повышенных депрессиях на пласт только в пос-
ледние годы нашел более широ-
кое применение на залежах, нахо-
дящихся на поздней стадии раз-
работки. При этом дебиты
жидкости в зависимости от воз-
можностей насосного оборудова-
ния повышались в 1,2-3,5 раза от-
носительно базового значения.
Анализ эффективности перевода
скважин в 2001-2003 гг. на эксп-
луатацию с более глубокими деп-
рессиями был проведен по 337
скважинам десяти длительно раз-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
155
Рис. 6.12. Зависимость для
определения условия
эффективности выключения
из эксплуатации скважин
с высокой обводненностью
нах общий эффект положителен на фоне
рабатываемых месторождений ОАО «Сур-
гутнефтегаз». Общий эффект от увеличе-
ния отборов жидкости за указанный пери-
од оценивается в 1316 тыс.т дополнитель-
но добытой нефти. 11ри этом средний дебит
жидкости увеличился в 1,96 раза при сред-
нем снижении динамического уровня в 1,63
раза. Анализ показал, что в 156 скважинах
(46,2%) возрос дебит нефти и нефтеотдача
(снизилась обводненность). В 85 скважи-
нах при повышении дебита нефти эффект
по нефтеотдаче отсутствует. В 66 скважи-
не-
значителыюго увеличения темпа обводне-
ния скважин относительно базового уров-
ня. В 16 скважинах общий эффект не получен (накопленный прирост добычи
нефти равен нулю) на фоне увеличения обводненности выше базового уров-
ня^ 14 скважинах—эффект отрицательный.
Эффективность повышения нефтеотдачи при увеличении отборов жидко-
сти (с учетом отрицательного эффекта) на О1.О9.ОЗг. составляет 291 тыс.т
дополнительной нефти, т.е. 22% общего технологического эффекта. При этом
из скважин с положительным эффектом по нефтеотдаче за рассматривае-
мый период добыли 990 тыс.т дополнительной нефти, что составляет 75%
общего технологического эффекта. Средний прирост дебита нефти но ним
равен 14,1 т/сут, эффект по всем скважинам продолжается
Рис. 6.13. Динамика отбора нефти и жидкости по скважине 5310
Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения
156
Раздел второй
Скважины с наибольшим эффектом характеризуются наибольшей сред-
ней величиной повышения депрессии на пласт. В этой связи следует отме-
тить, что 430 тыс.т дополнительно добытой нефти (32,6%) получено из сква-
жин, где динамический уровень был снижен на 400 м и более. Однако по
скважинам, в которых предельная депрессия была превышена, эффектив-
ность невысокая [120].
Реакция окружающих скважин на возмущение, вызванное ФОЖ из кон-
кретных скважин, отмечается многими исследователями. Иногда такая ре-
акция оценивается как положительная, т.е. технологические показатели улуч-
шаются, отмечается также отрицательная реакция
1 Толожительпая реакция на ФОЖ в скв.2490 пласта БС10 Федоровского
месторождения на динамику показателей окружающих скв.625 и скв.2489
показана на рис. 6.14. Очевидно, положительный результат здесь получен за
счет изменения направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.
Рис. 6.14. Технологические показатели эксплуатации скважин пласта БС|0
Федоровского месторождения, реагирующих на возмущение от ФОЖ
(по В.Г. Шеметилло и др.)
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
157
Результаты реагирования окружающих скважин на массированное (бо-
лее двух на участке) проведение ФОЖ с относительно небольшим (несколько
месяцев) временем показывают, что без увеличения закачки воды это часто
приводит к «интерференции» отборов жидкости на фоне снижения пласто-
вого давления. При этом скорость фильтрации флюида в пласте не возраста-
ет, а снижение обводненности объясняется эффектами перераспределения
нефти за счет неупругой деформации горных пород. Однако увеличение за-
качки, не сопровождаемое мероприятиями по выравниванию фронта вытес-
нения, также иногда недостаточно для получения реального эффекта.
Иначе реагируют на ФОЖ скважины участков, где перед увеличением
отборов в нагнетательные скважины закачивались потококорректирующие
составы (ВУС, неонол, дисперсионные композиции и др.). Анализ показал,
что общий эффект от ФОЖ кратно зависит от числа предваряющих его ме-
роприятий по выравниванию профиля приемистости и фронта вытеснения в
нагнетательных скважинах на участках ФОЖ.
В целом применение ФОЖ на участках пластов Федоровского и Ляптор-
ского месторождений не ухудшает показатели их разработки. Более того, в
большинстве случаев это способствует повышению КИН, особенно на уча-
стках, где предварительно были проведены работы по выравниванию про-
филей приемистости и фронта вытеснения. На Лянторском месторождении
авторами [120] было показано, что с увеличением текущего КИН эффек-
тивность ФОЖ снижается и особенно резко с нефтенасыщенности 40%
(рис. 6.15). Отмечается зависимость абсолютной величины полученного
эффекта от числа таких предваряющих операций. Случаи резкого обводне-
ния скважин после ФОЖ часто не имеют прямого отношения к проведен-
ным мероприятиям, являются следствием нарушения конструкции сква-
жин либо неизбежного в процессе выработки запасов нефти увеличения
относительной фазовой проницаемости для воды.
Рис. 6.15. Зависимость эффективности удельной дополнительной
добычи нефти от текущего КИН для пласта АС10 Лянторского
месторождения (по В.Г. Шеметилло и др.)
158
Раздел второй
Во всех случаях в завершающей стадии разработки необходимо скважи-
ны высокообводненных участков переводить на ФОЖ для обеспечения вы-
сокой нефтеотдачи по залежи и улучшения экономических показателей раз-
работки. В этом случае направление затрат на добычу нефти сокращается
практически только до энергетических на подъем, транспортировку, подго-
товку воды и закачку ее в пласт.
Но регулирование отборов попутной воды необходимо проводить в тече-
ние всей разработки месторождения, так как это улучшает не только теку-
щую, но и конечную экономику разработки за счет сокращения отбора из-
лишней воды, практически не участвующей в вытеснении нефти (много-
кратная промывка обводненного пропластка, «чужая» вода). При
регулировании уменьшается не только текущая обводненность, но и конеч-
ный ВНФ. Хотя некоторыми ХВ этот факт может не подтвердиться [26]. Все
дело в том, что значительная часть добываемой воды не участвует в эффек-
тивном вытеснении нефти, а является балластом в круговороте: закачка—
добыча-закачка, многократно циркулируя по промытым каналам (проплас-
ткам).
Таким образом, практика применения форсированных отборов жидкости
убедительно доказывает высокую технологическую эффективность этого
метода с точки зрения получения дополнительной добычи нефти и повыше-
ния КИН [26,124,125].
Основные выводы, полученные при анализе применения ФОЖ, сводятся
к следующему:
- форсирование отбора жидкости эффективно по большинству обводня-
ющихся скважин на поздней стадии разработки. ФОЖ должен в первую
очередь применяться на высокообводненных залежах с обводненностью
продукции, близкой к критической;
- форсирование отбора жидкости более эффективно на линиях стягива-
ния контуров нефтеносности, в тупиковых зонах, в скважинах с большей
вертикальной неоднородностью и расчлененностью, большей мощностью
пластов;
- одним из основных условий эффективности ФОЖ является постоянное
совершенствование системы заводнения в целях полной компенсации отбо-
ров жидкости закачкой воды и изменения направления фильтрационных по-
токов жидкости в пласте - при выполнении этого условия абсолютный эф-
фект форсирования отборов, выражающийся в приросте добычи нефти, при-
мерно пропорционален приросту дебита жидкости;
—при форсировании отборов замедляются темпы падения добычи нефти—
абсолютная величина эффекта при оптимизации режимов эксплуатации сква-
жины (участка) с применением повышенных депрессий зависит от степени
выработки запасов нефти, характера распределения остаточных запасов,
своевременности проведения мероприятий, технического состояния сква-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
159
жины перед форсированным отбором, степени повышения депрессии на пласт
по сравнению с максимальной за предыдущий период эксплуатации, каче-
ства и числа предваряющих форсированный отбор мероприят ий по вырав-
ниванию фронта вытеснения и профиля приемистости в окружающих нагне-
тательных скважинах;
- форсирование отборов жидкости позволяет интенсифицировать добы-
чу нефти и повысить нефтеотдачу за счет подключения в разработку нерабо-
тающих пластов или пропластков в результате увеличения перепада давле-
ния и скорости фильтрации, а также продления сроков рентабельной работы
скважин;
—необходимо предварять и сопровождать мероприятия по ФОЖ закачкой
в пласт потокоотклоняющих составов, что существенно повышает общий
эффект.
6.3. Геолого-физические методы
Геолого-физическими мы называем комплекс вторичных МУН на зале-
жах, где они по различным причинам не применялись, и залежи (участки,
пласты) разрабатывались либо на малоэффективных природных режимах,
либо разработка их с применением вторичных методов велась не эффектив-
но. Основной причиной этого являются неблагоприятные для применения
заводнения геологические условия. Запасы этих залежей, как правило, от-
носятся к категории трудноизвлекаемых.
Основными причинами, обусловливающими сравнительно низкие пока-
затели разработки и низкую нефтеотдачу этой 1'рупны залежей, являются в
большей степени повышенная вязкость нефти, низкие коллекторские свой-
ства и повышенная глинистость пластов.
К категории трудноизвлекаемых относятся также подгазовые залежи с
нефтяной оторочкой сравнительно небольшой мощности.
Проблемы выработки трудноизвлекаемых запасов (ТЗН) являются гло-
бальными, так как они имеются практически на всех нефтяных месторожде-
ниях. Только в одних больше, в других меньше, а некоторые месторожде-
ния содержат полностью ТЗН. В последнем случае они относятся к малоэф-
фективным месторождениям. По повышению эффективности разработки
залежей с ТЗН нефтяники Татарстана достигли больших успехов.
' Как показали проведенные опытно-промышленные работы на промыс-
лах Татарстана, комплекс геолого-физических методов вовлечения в актив-
ную разработку малоэффективных залежей нефти включает следующие эле-
менты [104]:
1) Применение нестационарного заводнения, позволяющего обеспечить
сущес твенное снижение темпов обводнения залежей в карбонатных и тер-
ригенных коллекторах из-за значительного уменьшения отрицательного вли-
160
Равдел второй
яния неоднородности коллектора и высокой вязкости нефти на процесс вы-
теснения.
2) Использование оптимальных давлений нагнетания (на устье скважин
от 8 до 20 МПа) в зависимости от геолого-физических параметров пластов.
3) Разработку залежей в слабопроницаемых терригенных коллекторах
при пластовых давлениях, близких к первоначальным
4) Широкое применение высокоэффективных технологий обработки при-
забойных зон (внедрение искусственных каверн-накопителей нефти ИКНН
и направленной солянокислотной обработки - НСКО для карбонатных, ден-
рессионных методов очистки призабойных зон, термохимических методов
для терригенных коллекторов, стационарного электропрогрева призабойных
зон, термобароимплозионного воздействия и др.), способствующих повы-
шению производительности скважин и частично повышению нефтеотдачи
пластов.
5) Применение новых высокоэффективных методов первичного и вто-
ричного вскрытия пластов.
6) Использование в качестве вытесняющего агента для высокопроницае-
мых и слабопроницаемых терригенных пород пластов воды или сточной
воды с минерализацией не менее 60 г/л, с содержанием количества взве-
шенных частиц не более 10 и органических веществ не выше 15 мг/л.
В комплексе применение указанных методов позволяет существенно уве-
личить нефтеотдачу терригенных и особенно карбонатных пластов. Здесь
проявляется синэнергетический эффект от комплексного использования раз-
личных методов.
Наибольшее применение нашли разработанные специалистами Татарста-
на три комплексные технологии повышения эффективности разработки за-
лежей нефти:
— в слабопроницаемых и глинистых терригенных коллекторах (КТРТК);
— в терригенных коллекторах, содержащих высоковязкие неф ти (КТРТКВН);
- в карбонатных коллекторах (КТРКК).
6.3.1. Комплексная технология разработки слабопроницаемых
и глинистых терригенных коллекторов (КТРТК)
Для создания технологий эффективной выработки залежей в слабопро-
ницаемых пластах, а также более проницаемых, но содержащих пелитовую
фракцию свыше 2% к объему, было проанализировано состояние разработ-
ки месторождений и проведены специальные опытно-промышленные рабо-
ты (ОПР). Программой ОПР предусматривалось на 14 участках (в основ-
ном Ромашкинского месторождения) пробурить 786 скважин и провести
работы по испытанию новых технологий.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
161
В соответствии с многолетними исследованиями на Ромашкинском мес-
торождении к малопродуктивным коллекторам основных горизонтов Д,ДП
отнесены пласты с пористостью менее 12,6%, проницаемостью 0,03-0,1 мкм2,
нефтепасыщенностыо 50-80%. К глинистым отнесены высокопродуктивные
пласты пористостью 15- 25%, проницаемостью выше 0,1 мкм2, нефтенасы-
щенностыо 72,8-82,9, объемной глинистостью более 2%.
Группа малопродуктивных коллекторов характеризуется худшей сорти-
ровкой обломочного материала, значительной неоднородностью структуры
породы и сложным строением пустотного пространства, причем с довольно
широким диапазоном размерности зерен (от 0,002 до 0,35 мм). Наряду с
процессами окварцевания это приводи! к достаточно сложному характеру
распространения пористых и уплотненных участков, а значит и нефтенасы-
щения пород, для которых характерно пятнистое или равномерное слабое
нефтенасыщение [126].
Опытно-промышленными работами в комплексе с анализом состояния
выработки слабопроницаемых пластов были созданы технологии их разра-
ботки, включающие следующие принципы [28,30,36,39,40,65, 127,128]:
1) Выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельный объект раз-
работки за счет возврата на эти пласты скважин после отработки высоко-
проницаемых пластов, бурения дополнительных нагнетательных и добываю-
щих скважин. Это мероприятие нужно осуществлять, если ранее эти пласты
входили в один объект разработки с высокопродуктивными коллекторами.
Лучше выделять малопродуктивные пласты в самостоятельный объект экс-
плуатации на стадии составления технологической схемы разработки.
2) Оптимизацию плотности сетки скважин либо путем бурения дополни-
тельных скважин на разрабатываемом месторождении, либо при проектиро-
вании разработки на еще не разбуренном месторождении.
3) Оптимизацию давлений нагнетания, пластовых и забойных давлений.
Давление нагнетания должно обеспечить достаточную приемистость сква-
жин. Пластовое давление должно быть на уровне начального пластового
(плюс-минус 10%).
Для обоснования оптимальных забойных давлений в добывающих сква-
жинах был выполнен значительный объем исследований при эксплуатации
скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. По их результа-
там для горизонтов Д,Д, Ромашкинского месторождения были получены
индикаторные диаграммы с тремя характерными участками (см. рис. 3.12).
Также была установлена зависимость предельного забойного давления
от пластового (рис. 6.16). Диапазон изменения предельно допустимого Рс
для залежи горизонтов Д,Д() равняется 5,3 -6,6 МПа в интервале изменения
пластового давления от начального до давления насыщения.
162
Раздел второй
Пластовое давление, МПа
Обводненность, %
• В=2-20% -В=20-50% аВ=50-90% х В=90-95% жВ=95-100%
Рис. 6.16. Взаимосвязь между текущими пластовыми и забойными
давлениями в действующих добывающих скважинах
На практике не всегда забойное давление можно снизить до предельно
допустимого значения. Да это и не нужно. Это зависит от следующих фак-
торов: целостности цементного камня, прочности эксплуатационной колон-
ны и пород, слагающих коллектор, возможного подтягивания контура воды,
режима работы глубинно-насосного оборудования с низким давлением на
приеме насоса. Оптимальным для добывающих скважин следует признать
давление, равное рациональному (точка В на рис.3.12) или же на 10-20%
ниже давления насыщения.
Специальными исследованиями ВНИГРИ было доказано, что чрезмерное
снижение пластовых и забойных давлений приводит к необратимому сни-
жению проницаемости, особенно в малопродуктивных коллекторах, за счет
смыкания трещин под влиянием горного давления и перераспределения гли-
нистых минералов в пустотном пространстве [84].
Необходимо подчеркнуть, что оптимальные пластовые и забойные давле-
ния для различных объектов подбираются по результатам ОПР и лаборатор-
ных исследований деформации коллекторов.
4) Применение интенсивных систем воздействия с уменьшенными рас-
стояниями между скважинами и большими перепадами давления между за-
боями нагнетательных и добывающих скважин, определяемых в результате
ОПР.
5) При освоении слабопроницаемых пластов под закачку воды приме-
нять ПАВы, различные растворители и ряд третичных МУН.
6) Закачку воды непременно проводить в циклическом режиме.
7) Для освоения высокообводненных глинистых коллекторов дополни-
тельно к вышеизложенным необходимо использовать в качестве вытесняю-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
163
щего агента родную пластовую или сточную воду с минерализацией не ме-
нее 60 г/л, с содержанием количества взвешенных частиц (КВЧ) не более
10 мг/л, органики не выше 15 мг/л или же освоение нагнетательных сква-
жин производить с использованием забойных пульсаторов ТатНИПИнефть,
1% раствора ПАВ типа АФ9-12 и соляной кислоты.
8) Обязательно применение прогрессивных методов первичного и вто-
ричного вскрытия пластов (о чем будет сказано ниже).
9) Применение в благоприятных условиях (при освоенной системе ППД).
10) Проведение разглинизации призабойной зоны пласта. Технология
направлена па интенсификацию добычи нефти из низкодебитного фонда сква-
жин за счет декольматизации порового пространства от глинистых частиц.
Сущность технологии сводится к последовательной закачке в призабой-
ную зону водного раствора пероксида и слабоконцентрированной соляной
кислоты с технологическими выдержками на реагирование, с последую-
щим освоением скважин.
Разглинизация может проводиться па различных стадиях работы сква-
жин: освоение, глушение, в период ремонтов. Конкретный состав и концен-
трации водного раствора пероксидов и соляной кислоты выбирают и уточ-
няют на основании геолого-промысловой информации и предварительных
результатов исследований. На практике используются растворы пероксидов
с концентрацией 3—12%, растворы соляной кислоты с концентрацией 5—15%
и раствор неонола АФ9-12 с концентрацией 0,1 -1 %.
11) Декольматация призабойной зоны пласта, которая осуществляется
целенаправленным изменением в призабойной зоне характера нефтенасы-
щения и уменьшения набухаемости глин.
Механизм воздействия основан на предотвращении снижения абсолют-
ной проницаемости благодаря увеличению фазовой проницаемости для воды
и уменьшению набухаемости и стабилизации глин в присутствии раствора
хлористого калия. В качестве водорастворимого гидрофобизатора предус-
матривается использование катионактивного ПАВ типа ИВВ-1, разработан-
ного институтом «ГосНИИхлорпроекг».
Стабилизация глин от набухания с помощью хлористого калия возможна
как предупредительная мера перед переводом скважин под нагнетание пре-
сной воды. Закачка растворов хлористого калия в скважины, в которые уже
нагнеталась пресная вода, т.е. набухание глин уже произошло, также приво-
дит к увеличению проницаемости призабойной зоны пласта.
Поскольку при дальнейшей закачке в скважину пресной воды происхо-
дит постепенное «вымывание» хлористого калия, сопровождающееся набу-
ханием глин, следует практиковать повторные обработки скважин этим реа-
гентом. Длительность периода стабилизации глин зависит от ряда факторов
и должна быть оценена опытным путем для конкретных условий.
164
Раздел второй
6.3.2. Комплексная технология разработки залежей
высоковязкой нефти в терригенных коллекторах (КТРТКВН)
Данная технология включает следующие методы:
1) Нестационарное заводнение с оптимизацией давления нагнетания. Для
создания методов эффективной разработки залежей высоковязкой нефти (до
250 мПа с и выше) в терригенных коллекторах в ОАО «Татнефть» проведе-
ны опытно-промышленные работы по оценке эффективности закачки воды в
различных геолого-промысловых условиях.
Проведенные работы по отработке методов эффективной выработки за-
лежей вязких нефтей в терригенных коллекторах позволяют рекомендовать
следующие модификации.
На залежах, представленных терригенными коллекторами, при благо-
приятных геологических условиях эффективно применять методы завод-
нения для выработки запасов высоковязких (до 250 мПа • с и более) неф-
тей (рис. 6.17). Благоприятными условиями для применения заводнения метут
считаться объекты с достаточной (более 0,3 мкм2) проницаемостью, низкой
расчлененностью (менее 1,5), сравнительно небольшой послойной неодно-
родностью пластов. При достаточной связи с законтурной областью эффек-
тивно применять законтурную, прикоигурную и межконтурную закачку воды.
При отсутствии или слабой гидродинамической связи залежи с законтурной
областью, а также при более значительных размерах залежи эффективно
внутриконтурное заводнение: в первую очередь - избирательная закачка воды
в водоносные «окна» внутри залежи, а также очаговое, линейное разреза-
ние или комбинации этих систем заводнения.
Непременным условием нормальной выработки запасов (без резкого роста
т емпов обводнения пластов и скважин) является нестационарная (цикличес-
кая) закачка воды при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые
давления, близкие к начальному пластовому (для терригенных отложений
нижнего карбона на устье нагнетательных скважин около 8 10 МПа). Сис-
тема заводнения не должна быть жесткой. Для вязких нефтей нужно выдер-
живать рациональное соотношение добывающих и нагнетат ельных скважин,
которое определяется в зависимости от продуктивности добывающих и на-
гнетательных скважин, вязкости пластовой нефти и вытесняющего агента.
Для залежей вязких нефтей (до 250 мПа • с) в терригенных коллекторах и
вытесняющего агента (до 2 мПа • с) это соотношение должно составлять
5—6 и более добывающих на одну нагнетательную скважину.
Конечная нефт еотдача для залежей вязких нефтей, естественно, ниже, чем
для маловязких нефтей, но при заводнении она в 1,5—2 раза выше, чем без
пего, и существенно выше темпы добычи нефти.
2) Оптимизация пластовых и забойных давлений. Залежи вязких нефт ей
должны разрабатываться при давлениях, близких к пластовым. Забойные
Современные методы увеличения иефтеизвл е ч е н и я
165
давления должны поддерживаться на уровне рациональных, но не ниже пре-
дельнодопустимых.
3) Особо важное значение имеет применение эффективных технологий
воздействия на пласт. Основными методами воздействия на призабойную
зону пласта (ПЗП) для выработки высоковязких нефтей являются термичес-
кие и термохимические методы стимуляции скважин [129, 130].
В процессе разработки нефтяных месторождений происходит снижение
продуктивности добывающих скважин из-за изменения физических свойств
пласта. Изменения физических свойств пласта происходят в процессе буре-
ния, крепления, освоения и ремонта скважины (в частности, в результате
проникновения рабочих жидкостей и загрязнений в пласт). Определенную
роль играют и процессы механической, гидродинамической и физико-хими-
ческой дестабилизации пласта при эксплуатации скважин. Эти процессы в
наибольшей степени происходя т в призабойной зоне, где наблюдаются мак-
симальные колебания давления и температуры
Высокоеязкие нефти
Ильмовское месторождение, залежь С,“
• ульяновское месторождение, залежь С,"
Залежь №5 Ромашкинского месторождения
Ново-Суксинское месторождение
Маловязкие нефти
Павловская площадь Ромашкинского месторождения
Березовская площадь Ромашкинского месторождения
Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения
Рис. 6.17. Эффективность заводнения залежей высоковязких нефтей
166
Раздел второй
При этом фильтрационные характеристики пласта ухудшаются из-за вы-
падения твердых частиц неорганических солей, парафина и асфальто-смо-
листых отложений. В результате снижаются темпы добычи нефти, происхо-
дит неравномерная выработка запасов различных зон, увеличиваются отбо-
ры воды из хорошо проницаемых зон.
Производительность скважин увеличивают восстановлением ухудшен-
ных фильтрационных характеристик пласта созданием в ПЗП более благо-
приятных условий фильтрации, чем в остальной части пласта. Это имеет прак-
тическое значение лишь при существенном изменении проницаемости плас-
та в зоне с достаточно большим радиусом.
С 1973г. ОАО «Татнефть» и Казанский химико-технологический институт
начали совместную работу по использованию нагревателей ППХ (прогрева-
тель пласта химический). ППХ представляют собой цилиндрические снаря-
ды со стальным или пластмассовым корпусом, диаметром 40-100 мм, за-
полненные внутри горючим материалом. Состав не возгорается от открыто-
го огня и искры, что делает его безопасным в работе. Нагреватель спускают
в скважину на кабеле. На необходимой глубине при подаче электрического
импульса с поверхности приводится в действие электрозапал типа ЭВПТ,
который воспламеняет заряд. Тепловой ток, создаваемый при сгорании за-
ряда высотой 1 м и наружным диаметром 90 мм, составляет 50400 ккал/ч.
Нагреватель высотой 1 м сгорает в скважине за 30-40 мин., температура
пламени при сгорании ППХ в зоне химической реакции в атмосферных ус-
ловиях 2000°С. Забойными замерами установлено, что нагреватель позво-
ляет поднять температуру на забое на 60-90°С выше первоначальной.
В эти же годы было начато опробование, а в последующем и широкое
внедрение термогазохимического воздействия (ТГХВ) на призабойную зону
пласта. Назначение метода-тепловое и физическое воздействие высокой
температурой и давлением. В отличие от ППХ воздействие снарядами ТГХВ
кратковременное (порядка 2 мин), но с высокой температурой. Снаряд по-
дается в скважину также на кабеле. Благодаря тому, что эти методы занима-
ют мало техники и времени для работы на скважине, эффективность их в
целом высока. Образующиеся в результате горения горючие пороховые газы
воздействуют на ПЗП. Расчетная глубина прогрева составляет 8-10 см. При-
чем температура в прогретой части пласта достигает около 160°С.
Известен способ термохимической обработки пласта горячей кислотой.
При этом нагрев кислоты происходит непосредственно на забое скважины
за счет теплового эффекта экзотермической реакции между раствором кис-
лоты и металлическим магнием, загруженным в забойный реакционный на-
конечник. Недостатком метода является то, что горячая кислота активно раз-
рушает металл забойного оборудования, поэтому был предложен и внедрен
метод ВПТХО. Сущность метода в следующем: производится гидравличес-
кий разрыв пласта (ГРП) по обычной технологии, при закреплении трещин
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
167
вместе с кварцевым песком в пласт порциями закачивается гранулирован-
ный магний. Эффект при применении такого метода возрастает за счет ак-
тивно действующей горячей кислогы, которая способна растворить парафи-
но-смолистые вещества в ПЗП скважины.
В последние годы были разработаны более эффективные комплексные
методы термобароимплозионного воздействия на пласты [ 130]. Суть спосо-
ба термобароимплозионного воздействия на призабойную зону пласта зак-
лючается в сжигании в интервале перфорации высокоэнергетического заря-
да твердого горючего вещества, воздействия па пласт температуры, выделя-
ющегося атомарного водорода и давления с последующим созданием
депрессии путем открывания имплозионной камеры. Достаточно длитель-
ное время горения заряда, исчисляемое минутами, обеспечивает прогрев
скважинной жидкости и призабойной зоны. При этом происходит расплав-
ление асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО), проникно-
вение в поры газообразных продуктов горения за счет их высокого давле-
ния. По окончании горения разгерметизируется имплозиопная камера. Жид-
кость под воздействием высокого перепада с большой скоростью
устремляется внутрь камеры. Происходит вынос расплавленных АСПО и
других закупоривающих частиц из призабойной зоны, за счет чего увели-
чивается продуктивность скважины. Последовательное и непрерывное воз-
действие на призабойную зону нескольких факторов (тепла, давления, газа
и имплозии) позволяет получить устойчивое повышение дебитов скважины.
4) Применение прогрессивных методов первичного и вторичного вскры-
тия пластов для залежей вязких нефтей имеет особо важное значение.
6.3.3. Комплексная технология разработки залежей
в карбонатных коллекторах (КТРКК)
Эта технология включает следующие элементы:
1. Нестационарное (циклическое) заводнение
Наиболее существенное отличие данных коллекторов от других типов
проницаемых пород - их исключительная неоднородность, обусловленная
широким развитием вторичных процессов. В условиях Татарстана эти не-
благоприятные факторы усугубляются содержанием высоковязких нефтей,
поэтому при применении традиционных методов разработки расчетная неф-
теотдача в зависимости от геологических условий составляет от 12 до 22%,
в среднем - 17,5%.
Опытные работы по применению методов заводнения карбонатных кол-
лекторов проводились еще в 1966-1970гг. по залежам нефти в кизеловских
отложениях Бавлинского, Ромашкинского, Сиреневского, Беркет-Ключев-
ского и Ивашкино-Мало-Сульчинского месторотвдений. Закачка велась при
давлениях 7-15 МПа. Приемистость скважин обеспечивалась во всех слу-
168
Раздел второй
чаях и составляла от 120 до 450 м3/сут. Закачивалось 100-800% к отбору
жидкости в пластовых условиях. Плотность сетки составляла 16—41 га/скв.
Закачка воды на добывающие скважины не влияла. В тот же период прово-
дилась опытная закачка воды в малевско-упинские отложения Ново-Елхов-
ского, Беркет-Ключевского, Ивашкино-Мало-Сульчинского месторождений.
Влияние закачки ощущалось быстро, но нагнетание приводило к резкому
обводнению добывающих скважин. Затем работы по заводнению карбонат-
ных коллекторов в Татарстане были прекращены как бесперспективные.
В связи с необходимостью ввода значительного количества залежей в
карбонатных коллекторах в промышленную разработку в 1983г. была со-
ставлена и стала осуществляться специальная про1рамма ОПР «Карбонаты»
по испытанию 12 технологий разработки на 31 участке 13 месторождений,
где предусматривалось бурение 531 скважины. Особенности нового этапа
опытно-промышленных работ следующие: широкий диапазон сеток сква-
жин -от 1 до 16 га/скв. с тенденцией к применению более плотных сеток
скважин, внедрение нестационарного (циклического) заводнения, а в ряде
случаев импульсного метода, широкое применение прогрессивных методов
воздействия на пласт (ИКНН, НСКО, СЭП и др.), методов регулирования,
предусматривающих изменение фильтрационных потоков жидкости в плас-
те, использование новых способов вскрытия продуктивных пластов и час-
тичнотретичных методов повышения нефтеотдачи [59,104].
Эти меры позволили получить положительные результаты применения
методов заводнения залежей верейского горизонта (Шегурчинское место-
рождение), башкирского яруса (залежи 301,302 Ромашкинского, Ямашин-
ского месторождений), кизеловского горизонта (Бавлинского, Сиреневско-
го), упино-малевских (Беркет-Ключевского), данково-лебедянских отложе-
ний (залежь 665 Ромашкинского месторождения).
Нестационарное заводнение делает применимым метод заводнения в ис-
ключительно неоднородных трещиновато-пористых карбонатных коллекто-
рах. В этих условиях стационарное заводнение обычно неприменимо из-за
резкого преждевременного обводнения скважин. Периоды циклирования
обычно подбираются по конкретным участкам экспериментальным путем.
Минимальный прирост коэффициента нефтеизвлечения составляет 5-9 пун-
ктов, а для залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах, где метод
стационарного заводнения неприменим вообще, прирост нефтеотдачи со-
ставляет 15-20 пунктов.
2. Оптимизация плотности сеток скважин
Характерной особенностью выработки залежей в карбонатных коллекто-
рах является существенное влияние на текущие отборы и нефтео тдачу плот-
ности сетки скважин. И чем плотнее сетка скважин, тем лучше охват зале-
жи дренированием и условия для применения методов заводнения [59,131].
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 169
По экспериментальным данным степень влияния плотности сетки сква-
жин на нефтеотдачу в 2-2,3 раза выше, чем по прерывистым, неоднород-
ным, расчлененным объектам терригенного девона (см. рис. 3.14). Иссле-
дованиями показано, что плотность сетки скважин для различных геоло-
го-физических условий месторождений Татарстана находится в пределах
4-9 га/скв. Это технологические ограничения. В этих пределах выбор плот-
ности сетки зависит от экономики.
3. Система технологий соляногыслотного воздействия на пласт
Применяется широко, так как основным свойством карбонатов является
их растворимость в соляной кислоте. Если исключительная неоднородность
карбонатных пластов создает большие осложнения в разработке, то раство-
римость их в кислотах дает большие возможности для их выработки.
Наиболее эффективные и широко применяемые методы — создание ис-
кусственных каверн-накопителей нефти (ИКНН) (метод проф. К.Б.Аширо-
ва) и направленные солянокислотные обработки (НСКО) с использованием
гидроэмульсионных растворов (ГЭР) (метод института «ТатНИПИнефть»).
В настоящее время ИКНН и НСКО применяются последовательно, сменяя
друг друга.
1) Создание искусственных каверн-накопителей нефти (ИКНН)
Раньше при разработке залежей нефти в карбонатных коллекторах при-
менялись обычные СКО. Их эффективность была сравнительно низкой (при-
рост дебита на 50%). Проведенный анализ показал, что при обычных СКО
воздействию подвергаются сначала крупные поровые каналы и трещины, по
которым активная кислота, закачиваемая под давлением и с большой скоро-
стью, проникает в карбонатный коллектор па сотни метров, увеличивая об-
щую трещинную проницаемость на значительные расстояния от забоя сква-
жин, в зоне воздействия кислоты проницаемость трещин резко возрастает.
Однако неравномерная трещиноватость коллектора при таких обработках
способствует еще большему повышению степени его неоднородности и обус-
ловливает ускорение темпов обводнения. Следовательно, солянокислотная
обработка под давлением усугубляет неоднородность пласта - главную гео-
логическую причину, с которой связана основная трудность разработки та-
ких залежей. Подобный недостаток практически отсутствует при создании
каверн-накопителей нефти. Отличием этого метода от обычных СКО явля-
ются многократные (4-7 раз) обработки со все возрастающими (на 10-15%)
' объемами соляной кислоты, которая закачивается без давления (кислотные
ванны), что способствует увеличению диаметра, степени совершенства при-
забойной зоны приведенного радиуса скважин. Одновременно призабойная
зона пласта очищается от различных за^язнений, которые выносятся вмес-
те с продуктами реакции. За счет этого дебит скважины возрастает в сред-
нем в 1,5-2 раза. Продолжительность эффекта - не менее года. Успешность-
70-80%. Каждый цикл включает создание в призабойной зоне кислотной
170
Раздел второй
«ванны», выдержку этой «ванны» и промывку ПЗП от продуктов реакции и
кислоты. В зависимости от толщины пласта технология предусматривает от
3 до 5 циклов. На практике время одного цикла составляет 18-24ч. Расход
кислоты при первом цикле 0,5 м3 на 1 м толщины пласта, при втором 0,7 м3/
м, при третьем и последующем предполагается, что кислотная «ванна», со-
зданная в ПЗП скважины, позволяет обрабатывать всю перфорированную
толщину пласта, а циклическое воздействие кислотой на пласт (с очисткой
его от продуктов реакции после каждого цикла) обеспечивает более глубо-
кое проникновение кислоты в глубь пласта (рис. 6.18,6.19). Однако харак-
тер воздействия кислоты на пласт оказался несколько иным. Анализ профи-
лей притока пластовых флюидов в скважину после охвата пласта заводне-
нием свидетельствует о том, что он по толщине при применении ИКНИ
существенно выше, чем при обычной СКО, но все же охват по всей его
толщине не обеспечивается (рис. 6.20а). Процесс кавернообразования про-
исходит в зонах пласта, где его естественные трещины попали в разрез ство-
ла скважины. Направление и форма каверн также определяются этими тре-
щинами. Процесс же кавернообразования происходит вокругэтой трещины
непосредственно в ПЗП. Объясняется это тем, что закачанная в ПЗП кислота
под влиянием гидростатического давления столба жидкости в стволе сква-
жины продавливается в существующую трещину. Из-за мгновенной скоро-
сти реакции кислоты с карбонатной породой, в результате которой образует-
ся вода, основное разрушение пласта происходит в ПЗП, а в глубину пласта
продавливаются вода и слабоконцептрироваппая кислот а, поэтому каверно-
образование в основном происходит в ПЗП вокруг существующих трещин.
Однако кислота на какую-то глубину, очевидно, проникает в пласт. По боль-
шинству обработанных скважин пластовое давление после применения ИКНН
было выше, чем до этого. Следовательно, в разработку включались зоны,
до того не участвовавшие в дренировании.
1040
2 - кавернограмма после СКО
3 - кавернограмма после ИКНН
Рис. 6.19. Схема создания ИКНН. Ямашинское месторождение,
скв. 1327, турнейский ярус
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
171
Скважина №21
а) Профиль притока нефти в скважину до и после создания
искусственных каверн - накопителей нефти (ИКНН)
Скважина №12
направленной кислотной обработки пласта (НСКО)
Рис. 6.20. Профили притока нефти в скважину до и после
кислотных обработок
2) Направленная солянокислотная обработка (НСКО)
Технология НСКО включает последовательную закачку в скважину и
нродавку в пласт «меловой» гидрофобной эмульсии, высоко вязкой струк-
турированной обратной эмульсии и водного раствора соляной кислоты.
Механизм обработки следующий. Реакционно способная (но отношению к
кислоте) «меловая» эмульсия заполняет перфорационные каналы по всей
толщине вскрытого перфорацией продуктивного пласта. Движущуюся сле-
дом инертную (по отношению к кислоте) высоковязкую обратную эмуль-
сию «тампон» продавливают в работающую зону пласта. Она проталкивает
«меловую» эмульсию в глубь пласта и полностью блокирует работающую
зону, что исключает доступ в нее соляной кислоты. В неработ ающих участ-
172
Раздел второй
ках пласта остается «меловая» эмульсия, которая вступает во взаимодей-
ствие с соляной кислотой, закачиваемой вслед за вязкой блокирующей
эмульсией. Соляная кислота разрушает «меловую» эмульсию в неработаю-
щих участках и получает свободный доступ к карбонатному коллектору.
Таким образом, кислота направляется только в неработающие зоны неодно-
родного пласта (рис. 6.21).
В качестве реакционно способной и инертной эмульсии используют вы-
сококонцентрированную стабилизированную гидрофобную систему, внешняя
среда ко торой представлена товарной нефтью, внутренняя фаза пластовой
водой или водными растворами неорганических солей. Инертность обрат-
ной эмульсии к кислоте обусловлена инертностью внешней среды (нефти).
Реакционной способности первой порции эмульсии достигают введением
в нее 5-10% порошкообразного мела. Вязкость тампона регулируется в
широких пределах (100-1000 и более мПа с) изменением концентрации
дисперсной фазы. При освоении скважин блокирующая эмульсия разжи-
жается поступающей из пласта нефтью и деблокирует дренированные учас-
тки пласта.
Снятие профилей притока в скважинах, где применялась НСКО пласта,
позволяет определить наличие подключенных в работу его бездействовав-
ших до обработки участков (рис. 6.206). Об этом свидетельствует повыше-
ние пластового давления после проведения обработки.
В настоящее время ИКНН и НСКО применяются в комплексе. Первая
обработка призабойной зоны пласта осуществляется с использованием од-
норазовой кислотной ванны при вскрытии магниевых заглушек оборудова-
ния ОРВ. Скважина либо пускается в эксплуатацию, либо в ней создается
ИКНН. Затем используют в основном НСКО, которые иногда чередуются с
ИКНН. На ряде скважин ИКНН и НСКО проведены по несколько раз. Во
времени эффективность повторных обработок обычно снижается на 30-50%
(рис. 6.22).
Рис. 6.22. Изменение дебита во времени после нескольких обработок
на одной скважине
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
173
Направленные СКО и ИКНН, как и остальные методы ОПЗ, обычно счи-
таются лишь способами интенсификации добычи нефти. Однако имеющиеся
данные промысловых исследований позволяют отнести их к физико-хими-
ческим методам повышения нефтеотдачи пласта. Это положение обосновы-
вается увеличением работающих толщин пласта (обычно в 2 раза), ростом
пластовых давлений на 2-3 МПа (даже при применении на залежах, разра-
батываемых без поддержания давления), повышением коэффициентов про-
дуктивности и приведенного радиуса скважин. Это свидетельствует о под-
ключении к отбору нефти ранее неработающих участков залежи, т.е. повы-
шении охвата залежи воздействием. Приведенная оценка показала, что
нефтеотдача за счет комплексного применения ИКНН и НСКО возрастает на
5-10 пунктов. Большая эффективность при применении ИКНН и НСКО дос-
тигается при более плотных сетках скважин, темпы выработки опытных уча-
стков при этом возрастаю т в 2—3 раза.
Внедрение ИКНН и НСКО в большинстве случаев позволяет либо стаби-
лизировать, либо обеспечить рост добычи нефти. На аналогичных объектах,
эксплуатируемых без применения этих методов, добыча нефти падает. Ха-
рактерным примером является разработка залежи нефти кизеловского гори-
зонта Бавлинского месторождения. Здесь без применения ИКНН и НСКО
средние дебиты составляли около 1 т/сут. В течение 2-3 лет они снижались
до 0,5 т/сут. Обычные солянокислотные обработки при однократном приме-
нении позволили восстановить начальный дебит нефти. При многократном
их использовании дебиты оставались существенно ниже начальных. Приме-
нение ИКНН и НСКО позволило увеличить дебиты до 3-10 т/сут и продук-
тивность в 3-5 раз. Запасы нефти этого объекта ранее были переведены в
категорию забалансовых как нерентабельные для ввода в разработку. В на-
стоящее время по результатам ОПР институт «ТатНИПИнефть» составил тех-
нологическую схему разработки, в которой расчетный средний дебит сква-
жин обоснован 3 т/сут. Также обосновано применение заводнения. Для бу-
рения на залежи рекомендовано 217 скважин. Разработка залежи признана
экономически рентабельной. Запасы поставлены на учет в качестве промыш-
ленных.
3) Глубокая (матричная) солянокислотная обработка (ГСКО)
Технология ГСКО основана на применении кислотосодержащих соста-
вов замедленного химического действия - кислотной смеси медленного
действия (СКМД) и нефтекислотной эмульсии (НКЭ). Эти составы имеют
скорость реакции с карбонатами в 50-100 раз меньшую, чем 12-24% соля-
ная кислота.
Сущность технологии ГСКО заключается в последовательной закачке в
скважину расчетных объемов НКЭ, водного раствора соляной кислоты и
СКМД. НКЭ выполняет две функции - при глубоком проникновении в дре-
174
Раздел второй
нированные трещиноватые интервалы пласта временно блокирует их от ос-
новного кислотного воздействия, в то же время постепенно (медленно) об-
рабатывает матричные участки пласта, примыкающие к трещиноватой зоне.
Чистая соляная кислота, закачиваемая вслед за НКЭ, не имея доступа в
блокированный трещиноватый интервал, «вскрывает» неработающую мат-
рицу пласта. После этого можно осуществить продавку СКМД глубоко в
пласт с образованием новых каналов растворения в матрице пласта При
малой толщине пласта технология предусматривает закачку в пласт только
СКМД в расчетном объеме (рис. 6.23).
Технология ГСКО позволяет в 10-20 раз увеличить радиус кислотного
воздействия по сравнению с обычной СКО. Достигается кратное увеличе-
ние дебитов по нефти. Удельная дополнительная добыча нефти составила в
среднем 500-1300 т. Продолжительность эффекта-0,9-2,5 года. Успеш-
ность - не менее 80%.
6.3.4. Применение прогрессивных методов первичного и вторичного
вскрытия пластов - существенные элементы комплексных
технологий разработки
Вскрытие пластов имеет первостепенное значение для обеспечения мак-
симальной сохранности коллекторских свойств призабойной зоны пластов
(ПЗП), особенно при разрабо тке малоэффективных залежей. Методы вскры-
тия пластов имеют важнейшее значение для слабопроницаемых и глинис-
тых терригенных, всех типов карбонатных пород и пластов с подошвен-
ной водой.
Промышленная ценность скважин и эффективность затрат на их строи-
тельство определяются продуктивностью (дебитом нефти или приемистос-
тью воды), а также надежностью и долговечностью работы. 11родуктивность
скважин зависит от геолого-физических свойств пластов, но особенно от
свойств призабойгых зон, где расходуется большая часть перепада давле-
ния. При завершении строительства скважин (вскрытие нефтеносного плас-
та долотом, обустройство забоя, спуск и цементирование обсадной колон-
ны, перфорация колонны и освоение или вызов притока) свойства приза-
бойных зон пластов могут сильно ухудшаться.
Следует подчеркнуть, что решение проблемы повышения эффективности
разработки и степени извлечения нефти из продуктивных отложений невоз-
можно без улучшения качества вскрытия пласта и заканчивания скважины.
Проблема повышения эффективности вскрытия пласта приобрела осо-
бую актуальность по причине увеличения доли трудноизвлекаемых запасов
нефти в нефтедобывающих районах и на крупнейших месторождениях Рос-
сии. Если в начале разработки добыча нефти обеспечивается за счет ак-
тивных запасов, на которые некачественное вскрытие пластов оказывает
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
175
меньшее негативное влияние, то пласты с трудноизвлекаемыми запасами
более подвержены снижению продуктивности при первичном и вторич-
ном вскрытии.
Современное состояние завершения разведочных и эксплуатационных
скважин в стране неудовлетворительно и не отвечает требованиям сохране-
ния естественных свойств призабойных зон и продуктивности пластов.
Вскрытие пласта долотом производится на глинистом растворе плотностью
1,1-1,2 г/см3 противодавлением 4-10 МПа. Спуск колонны производится на
больших скоростях (гидравлические удары на пласт), закачка цементного
раствора для крепления скважины идет через низ колонны до устья при боль-
ших противодавлениях на пласт (10-20 МПа). При этих операциях происхо-
дят проникновение фильтрата (воды) из раствора в призабойную зону пла-
ста на 10-25 м, кольматация стенки скважин. Появляются трещины. Обра-
зование трещин в ПЗП и заполнение их глинистым раствором, а также
появление новых трещин и задавливание в них цементного раствора - это
первичное вскрытие пласта.
На качество вскрытия пласта и заканчивания бурением скважин отри-
цательное влияние оказывает недостаточный учет геолого-физических ус-
ловий разбуриваемых месторождений, техногенных изменений коллектор-
ских свойств и флюидонасыщенности пластов в процессе длительной раз-
работки.
Вторичное вскрытие пластов также влияет на продуктивность скважин.
Широко применяемая в настоящее время технология кумулятивной перфо-
рации в среде глинистого раствора не обеспечивает эффективное вскрытие
пласта - под действием высоких репрессий на пласт (до 280 МПа), возника-
ющих в процессе срабатывания кумулятивных перфораторов, происходит
вторичная глубокая кольматация коллектора буровым раствором, металли-
зация и глинизация перфорационных каналов, вследствие чего большая часть
становится непроницаемой. Пропускная способность перфорационных ка-
налов при вскрытии пласта в среде глинистого раствора снижается на 46,3%,
а в среде утяжеленного бурового раствора - на 55%.
Затем производится вызов притока путем смены глинистого раствора на
воду, продувки компрессором или спуском насоса. При этом также созда-
ются депрессии на ПЗП. Происходят блокада фильтра водой из глинистого
рас твора, кольматация перфорационных отверстий.
11рименяемая технология завершения строительством нефтяных скважин
вызывает неизбежные многократные отрицательные воздействия на ПЗП,
ухудшение его свойств, исключает возможность восстановления их (без
производства специальных работ) в процессе длительной эксплуатации (20-
30 лет) и не обеспечивает необходимой надежности и долговечности В ре-
зультате продуктивность нефтяных скважин, по сравнению с потенциально
возможной, снижается в 2-3 раза и более.
176
Раздел второй
Исследования, проведенные конкретно для нефтяных месторождений
Татарстана институтом «ТатНИПИнефть», показывают снижение нефтенасы-
щенности ПЗП на 25-30% и повышение глинизации стенок скважин, что
обусловливает сокращение фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз и
уменьшение дебитов по сравнению с потенциально возможным до 3-6 раз.
Качество вскрытия пласта и строительства скважин в Республике Татар-
стан и в других регионах пока не удовлетворяет современным требованиям
рациональной разработки месторождений, обеспечения высокой нефтеотда-
чи и повышения эффективности работы нефтедобывающих компаний в ры-
ночных условиях. Традиционные технологии вскрытия продуктивных плас-
тов и заканчивания скважин в РТ, по данным исследований ОАО «Татнеф-
тегеофизика», позволяют достичь 20—50% от максимально возможной
продуктивности пластов терригенного девона.
Основными причинами значительных потерь продуктивности пластов при
заканчивании скважин являются [30,132-136]:
—неудовлетворительное проектирование строительства скважин;
— отсутствие в проектах таких параметров, как скин-эффект, потенциаль-
ная продуктивность скважин, допустимые нагрузки на крепь в виде конк-
ретных количественных величин, характеризующих скважину как соору-
жение и как объект эксплуатации;
—недостаточное оснащение геофизических предприятий аппаратурным
комплексом ГТИ, средствами для пилотирования горизонтальных стволов,
низкая информативность приборов контроля качества цементирования сква-
жин;
- широкое применение традиционных технологий вскрытия пластов и це-
ментирования скважин без учета горно-геоло! ических условий и техноген-
ного изменения геолого-физических свойств залежей в процессе длитель-
ной эксплуатации месторождений;
— отсутствие действенных механизмов стимулирования качества вскры-
тия пластов и цемептажа скважин;
- недостаточная работа буровиков по обобщению и внедрению новых
передовых технологий вскрытия пласта, применяемых в других регионах
России и за рубежом (вскрытие пласта на депрессиях, различные промы-
вочные растворы и др.).
На нефтяных месторождениях республики как при первичном, гак и вто-
ричном вскрытии продуктивного горизонта практически повсеместно при-
меняют раствор на водной основе, вследствие этого продуктивный пласт
подвергается негативному воздействию бурового раствора в течение всего
периода строительства скважин.
При традиционном способе бурения с положительным дифференциаль-
ным давлением в системе скважина - пласт вскрываемые продуктивные
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 177
пласты подвергаются различного вида повреждениям. Наиболее характер-
ными из них являются [136]:
- физическая миграция мелкодисперсных частиц горной породы, буро-
вого и цементного растворов в результате высокой скорости фильтрации
промывочной и тампонажной жидкости в пласт;
— вторжение содержащихся в буровом растворе твердых частиц в мате-
ринскую породу продуктивного пласта;
— наличие высокопроницаемых пластов, зон, потенциально подвержен-
ных поглощениям промывочной жидкости;
— ухудшение эксплуатационных качеств продуктивного пласта за счет
образования эмульсий, осадков и отложений в результате реакции между
проникшими фильтратами растворов и пластовыми жидкостями;
- оказывающие отрицательное влияние па эксплуатационные качества
пласта реакции между проникшим фильтратом бурового раствора и пластом
(набухание глин, разложение пластовых пород, изменение смачиваемости
пород и другое).
Особенно сложные условия возникают при бурении дополнительных сква-
жин па эксплуатируемых площадях: здесь на отдельных участках давление
существенно ниже гидростатического, на других—выше, даже в одной сква-
жине в различных пластах разные пластовые давления (отличаются дру!' от
друга до двух раз) на Азнакаевской площади, продуктивность скважин,
пробуренных в зонах пониженных давлений, при прочих равных условиях
была ниже в 2 и более раз.
Все это приводит к существенному снижению продуктивности скважин.
Но негативное воздействие не ограничивается этим. В результате ухудшают-
ся свойства пласта за счет блокирования отдельных пропластков с ухуд-
шенными свойствами, т.е. снижается охват пласта дренированием по тол-
щине. В этом смысле совершенствование вскрытия пласта может быть при-
равнено к повышению коэффициента охвата залежи заводнением. Так,
применение традиционных технологий вскрытия пластов в Татарстане в сред-
нем обеспечивало по отложениям терригенного девона 30% от потенциаль-
но возможного дебита. А полученный в результате обобщения замеров до-
бывающих и нагнетательных скважин глубинными расходомерами охват дре-
нированием по толщине горизонта составил около 45%. Сопоставление этих
данных свидетельствует о том, что даже часть охваченной дренированием
толщины пластов работает ниже своих природных возможностей. Иными
словами, даже увеличение совершенства вскрытия пласта вдвое не позво-
ляет на ту же величину повысить охват заводнением. Поэтому улучшение
первичного и вторичного вскрытия пластов можно рассматривать как
мощный геолого-физический метод повышения нефтеотдачи. Здесь
необходимо сделать оговорку, что этот фактор будет иметь длительное воз-
178
Раздел второй
действие, если в процессе эксплуатации скважин и многочисленных опера-
ций в ней не будет глубокопроникающего загрязнения пласта [ 137-139]. Это
условие возможно выдержать при проведении ремонтно-восстановитель-
ных работ без глушения скважин (такая технология широко используется в
ОАО «Татнефть») или применения для глушения жидкостей на безводной
основе, не портящей пласт. Если же произошло ухудшение призабойной
зоны пласта, то своевременно необходимо применять наиболее эффектив-
ные для данных условий методы ОПЗ.
Процесс заканчивания строительства скважин имеет решающее значение
и состоит из ряда последовательных операций, показанных на рис. 6.24,
составленном д.т.н. И. Г. Юсуповым.
Придавая большое значение проблеме, нефтяные компании России ак-
тивно работают над совершенствованием технологий первичного и вторич-
ного вскрытия пласта. В настоящее время наша наука в этом направлении
пошла по пути изучения зарубежного опыта. Западные компании применяют
углеводородные, масляные (безводные) эмульсионные, полимерные и дру-
гие растворы плотностью 0,8-1,1 г/см3 с показателем фильтрации, равным
нулю Противодавления на пласт—не более 0,3—0,4 МПа. Применяется так-
же равновесное бурение и даже бурение скважин при давлениях ниже плас-
товых с применением специального устьевого оборудования. Работы ведут-
ся в двух направлениях.
Рис. 6.24. Последовательность работ по заканчиванию строительства
скважин (по И.Г. Юсупову)
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 179
Первое — основанное на применении более эффективных буровых ра-
створов. В Татарстане накоплен опыт вскрытия пластов в процессе бурения.
Разработаны и в опытном порядке применялись растворы на углеводород-
ной основе (РУО), обращенные гидрофобные эмульсионные растворы (ГЭР),
позволяющие, по промысловым данным, на 50-60% повышать продуктив-
ность скважин. Однако их применение не вышло за рамки ОПР, основная
причина- возрастающая трудоемкость работ [30,137].
Значительные работы проводились ВНИИБТ и институтом «ТатНИПИ-
нефть» по определению влияния па продуктивность скважин различных ра-
створов. Поданным исследований, на скважинах 138883 и 9077 Абдрахма-
новской площади при бурении растворами на углеводородной основе (РУО)
водный инвертный эмульсионный раствор обеспечивает сохранение 98%
потенциального дебита. По скв.7335 начальная продуктивность при бурении
на растворе ГЭР составила 14,7 т/сут МПа. После глушения скважины гли-
нистым раствором она снизилась в 3,8 раза, а через 16 месяцев продуктив-
ность не восстановилась и была меньше начальной в 2,7 раза.
Исследования, проведенные на Арланском месторождении Башкортос-
тана, где 26 скважин вскрывались на глинистом растворе и 26 па РУО, по-
казали, что средний удельный дебит (т/сут.м) по первой группе скважин
был в 3 раза ниже, чем по второй.
На Кокуйском месторождении Пермской области в порядке экспери-
мента на расстоянии 300 м друг от друга в аналогичных геологических
условиях были пробурены 3 скважины с вскрытием слабопроницаемого
пласта (0,02 мкм) в разных растворах. Скважина, пробуренная на глинис-
том растворе уд. веса 1,25, была освоена с дебитом 1 т/сут. У скважины,
вскрывшей пласт на водном полимерном растворе уд. веса 1,03, дебит был
10 т/сут., а па РУО (ИЭР) - уд. веса 1,03-20 т/сут.
В последние годы в ОАО «Татнефть» использован различный набор про-
мывочных жидкостей на полимерной основе. ЗАО «Нефтебуровая техноло-
гия» разработало и внедрило безглинистые минерализованные растворы
с конденсированной коллоидно-дисперсной фазой для вскрытия сложнопо-
строенных продуктивных горизонтов. Применение этих растворов приводит
к росту показателей бурения на 20-50%, увеличению дебитов скважин
в различных геологических условиях от 10,6% до 58-155%.
Внедрение струйной технологии с гидрофобными добавками в промы-
вочную жидкость при строительстве скважин в НГДУ «Азнакаевскнефть» и
ЗАО «Геология» на площадях Ромашкинского месторождения за период с
1998 до 2002 г. привело к росту добычи в сравнении с базовыми скважина-
ми в 2,3 раза (4,3 т/сут до 10,1 т/сут) и снижению обводненности скважин в
2,6 раза (с 88% до 33,2%).
Второе—применение технологий вскрытия пластов на депрессии, актив-
но используемое западными компаниями. А у нас в России наиболее про-
180
Раздел второй
двинутым в этой области оказалось ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь». Изу-
чение причин, снижающих продуктивность скважин, привело к активному
внедрению метода их строительства в неравновесных условиях практичес-
ки во всех нефтедобывающих странах мира, особенно в США и Канаде.
Так, в США объем бурения скважин в неравновесных условиях в 2000г.
составил 20%, а к 2005г. по прогнозам зарубежных специалистов достигнет
30%. После изучения зарубежного опыта заканчивания скважин в неравно-
весных условиях, в частности опыта компании «Фракмастер», специалиста-
ми ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь» была разработана технология и необ-
ходимое оборудование для заканчивания скважин в неравновесных услови-
ях (на депрессии). Технология позволяет увеличить интенсивность отбора
нефти и газа, повысить эффективность проведения буровых работ. Принци-
пиально новый подход к первичному вскрытию продуктивных пластов дает
наибольший эффект при использовании данной технологии на нефтяных
месторождениях с пластовыми давлениями ниже гидростатических и нахо-
дящихся на поздних стадиях разработки. Бурение при отрицательном пере-
паде давления в системе скважина-пласт позволяет [140]:
— сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов, так как в
качестве промывочной жидкости используется нефть и обеспечивается при-
ток пластовой жидкости во время бурения, что в свою очередь уменьшает
или исключает необходимость дальнейшей стимуляции и очистки продук-
тивного пласта, которые, как правило, необходимо проводить при обычном
бурении;
- исключить негативное воздействие на пласт бурового и цементного ра-
створов, используемых при обычной технологии, а также воздействие из-
быточных давлений при бурении и креплении;
- свести к минимуму проблемы при бурении в истощенных пластах, та-
кие, как потеря циркуляции и прихваты бурового инструмента из-за перепа-
да давления;
— снизить негативное воздействие на окружающую среду, так как отпа-
дает нужда в утилизации отработанного бурового раствора;
— повысить эффективность буровых работ за счет увеличения коэффици-
ента нефтеотдачи и увеличения объемов извлекаемых запасов нефти вслед-
ствие снижения эффекта нарушения проницаемости (скин-эффекта) приза-
бойной зоны продуктивного пласта;
— вовлечь в активную разработку низкорентабельные нефтяные залежи и
месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Бурение на депрессии является технологией, при которой гидростатичес-
кое давление в призабойной зоне поддерживается ниже, чем пластовое дав-
ление вскрываемого объекта. В зависимости от горно-геологических усло-
вий вскрываемого пласта это условие может быть выполнено при использо-
вании в качестве промывочной жидкости нефти различной плотности (случай,
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
181
когда пластовое давление выше, чем гидростатическое давление столба не-
фти). Для вскрытия нефтяных пластов с низким пластовым давлением при-
меняется искусственная аэрация нефти воздухом с повышенным содержа-
нием азота не менее 88%, который не образует с компонентами продуктив-
ного пласта и нефтью, используемой в качестве промывочной жидкости,
взрывоопасных соединений.
Наиболее радикальным решением проблемы является вскрытие пласта
на депрессии с одновременным отбором нефти в процессе бурения, что ча-
сто практикуется в США при горизонтальном бурении.
Ряд компаний ведут работы в направлении комплексного подхода к за-
канчиванию скважин. Так, в ООО «ПермьНИПИнефть» приоритетной обла-
стью разработок считается комплекс технологий заканчивания скважип,
включающий следующие этапы:
- подготовка скважины к вскрытию продуктивного пласта;
- первичное вскрытие продуктивного пласта;
— подготовка ствола скважины к цементированию;
— крепление скважины;
-вторичное вскрытие продуктивного пласта.
Здесь разработаны буровые растворы для бурения надпродуктивной тол-
щи разреза па основе новых реагентов, основное функциональное назначе-
ние которых заключается в ингибировании глинистых отложений, закрепле-
нии неустойчивых пород и изоляции флюидопроводящих пластов.
Для изоляции флюидопроводящих и поглощающих пластов в процессе
бурения разработаны ис гвердеющие тампонажные составы. Их отличает низ-
кая стоимость и высокая эффективность. Опыт изоляции сероводородпро-
являющих пластов с применением разработанных составов показал возмож-
ность бурения нижезалегающих пластов при пониженной плотности бурово-
го раствора без существенных поступлений высокоминерализованной
сероводородсодержащей воды в ствол скважины.
Разработаны системы безглинистых буровых растворов (ББР-СК), обес-
печивающие высокое качество вскрытия продуктивных пластов при буре-
нии вертикальных, наклонно-направленных скважин и скважип с боль-
шим углом отклонения. В состав буровых растворов входят полисахарид-
ные полимеры-регуляторы реологических и фильтрационных свойств,
ингибиторы набухания и диспергирования глин, ПАВ, ингибиторы био- и
термодеструкции.
Для бурения горизонтальных участков ствола скважины разработана ори-
гинальная рецептура безглинистого бурового раствора на основе модифи-
цированного крахмала и ЭКСБМ, проявляющего при определенном сочета-
нии реагентов вязкоупругие свойства, что обеспечивает раствору необходи-
мую выносную и удерживающую способность.
182
Раздел второй
С целью предохранения продуктивного пласта на период цементирования
эксплуатационной колонны интервал пласта разобщается от вышезалегаю-
щих пластов вязкоупругим составом (ВУС) на основе полисахаридных реа-
гентов.
Большие работы ведутся в Удмуртии по применению комплекса техноло-
гий заканчивания скважин [141]. В результате получены существенные (от
25% до 250%) приросты дебитов скважин.
В ОАО «Татнефть» новые технологии испытываются при бурении опор-
но-технологических скважин, цель которых оценить возможности повыше-
ния коэффициента совершенства вскрытия пласта и определить экономику
процесса. Технологии представлены как 2-этапное заканчивание, при кото-
ром до кровли продуктивного горизонта бурение ведется штатным спосо-
бом, затем спускается и цементируется техническая колонна. Продуктивная
часть вскрывается на равновесии, депрессии или на специальных раство-
рах, оставляя при этом ствол открытым, с «хвостовиком», в том числе с
цементированием. Был использован различный набор промывочных жид-
костей, в основном на полимерной основе. Испытывались технология за-
щиты возвратных продуктивных горизонтов спуском профильных пере-
крывателей, забойные кольмататоры, в том числе в сочетании с гидрофо-
бизирующими реагентами (кварц), различные заколонные устройства
(ПДМ, МСЦ, КРР).
В результате прогнозные величины коэффициента совершенства вскры-
тия пластов (ОП - отношение продуктивностей) увеличились с 0,30-0,35 по
штатным технологиям до 0,6—0,65 по новым, удельный дебит скважин (на
метр толщины продуктивного пласта) возрастает до 2-3 раз, абсолютные
величины дебитов в 1,5-2 раза. Пока такие технологии применяются лишь
на части бурящихся скважин. Но их количество непрерывно растет. В ре-
зультате средний дебит бурящихся скважин по ОАО «Татнефть» возрос в 1,7
раза. Экспертно можно оценить, что основная доля прироста дебитов полу-
чена за счет совершенствования технологии вскрытия пласта, а около одной
трети - за счет улучшения выбора места заложения скважин.
Большое значение для повышения качества заканчивания скважин име-
ют способы контроля геофизическими и гидродинамическими методами
[100, 101].
Расширение технологической составляющей ГТИ позволите значитель-
ной степени оптимизировать процесс бурения, повысить качество заканчи-
вания строительства скважин и максимально использовать эти данные при
решении геологических и планово-экономических задач.
Очевидно, что качество заканчивания скважин необходимо рассматри-
вать с позиций поражения продуктивного пласта бурением в широком пони-
мании этого понятия. На разных стадиях строительства скважины пораже-
ние пласта будет различным. Необходимо четко подразделять поражение пла-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
183
ста при первичном и вторичном его вскрытии. Это так называемый скин-
эффект. Очевидно также, что на качество заканчивания скважины будут вли-
ять три крупных фактора:
- геологические особенности строения продуктивного пласта (геологи-
ческий фактор);
— технология проводки скважины (технологический фактор);
— человеческий фактор.
К геологическому фактору и частично технологическому следует отнес-
ли проникновение фильтрата промывочной жидкости при бурении на репрес-
сии, кольматацию прискважинной зоны пласта твердыми частицами промы-
вочной жидкости (соотношение размера частиц и радиуса пор), зависимость
зоны проникновения от минерального состава глинистых частиц (цемента).
Так, например, при бурении на репрессии, когда Pja6 > Р на 0,20-0,30 МПа,
потери только эффективных толщин могут составлять до 40% от их общей
толщины. Геологический фактор наиболее активно проявляется при первич-
ном вскрытии, т.е. в процессе бурения скважины. В ряде случаев пораже-
ние пластов первичным вскрытием нельзя полностью исправить.
Практически все исследования при ГТИ должны быть направлены на
создание условий, обеспечивающих минимальное поражение пласта буре-
нием. Поэтому ГТИ «Геотест-5» дополняется информационно-измеритель-
ной системой контроля бурения «Леуза», которая по своим характеристикам
и техническим возможностям превосходит имеющиеся отечественные ана-
логи, да и часть зарубежных.
Станция «Геотест-5» включает комплекс датчиков технологических пара-
метров с выносным пультом бурильщика, аппаратуру газового каротажа с
хроматографом и суммарным газоанализатором, комплект приборов для
исследования шлама; керна; сбора, обработки и представления информации
с программным обеспечением в режиме «On-line» и «Of-line».
Использование станции «Геотест-5» позволяет в процессе бурения про-
водить следующие операции:
— строить непрерывную литологическую колонку геологического раз-
реза;
- выделять в разрезе опорные пласты;
— прогнозировать подход к нефтегазоносному пласту, рекомендовать ин-
тервалы отбора керна;
— своевременно корректировать режим вскрытия бурения и режим вскры-
тия пласта-корректора;
— выдавать рекомендации по испытанию пластов в открытом стволе не-
посредственно после вскрытия разреза.
В настоящее время геофизические службы обладают достаточно инфор-
мативными методами ГТИ, ГИС и ГДИ (ИПТ) для оценки степени пораже-
ния продуктивных пластов в процессе первичного вскрытия.
184
Раздел второй
Однако современная технология строительства скважин предусматрива-
ет после вскрытия разреза бурением спуск колонны, ее цементирование и
освоение продуктивных пластов в обсаженной скважине. С момента спус-
ка колонны продуктивные пласты все время подвержены воздействию, так
как практически все работы в это время направлены на поражение ФЕС
продуктивных пластов. С целью контроля и управления процессом цементи-
рования в ОАО НПФ «Геофизика» была разработана лаборатория КЦС, по-
зволяющая проводить контроль:
- за процессом цементирования обсадных колонн с заданными техноло-
гическими параметрами в реальном масштабе времени;
- оперативно управлять технологическим процессом приготовления там-
понажного раствора;
- выводить на монитор фактические объемы закачки тампонажной сме-
си, сравнивать с запланированным;
— определять, с учетом поглощений, фактические столбы агента,
- предотвращать ГРП,недоподъем тампонажного раствора, контролиро-
вать его приготовление.
Это в свою очередь позволяет оценить объем воды, который был погло-
щен пластами в процессе их цементажа.
Огромную информацию о степени поражения несут исследования ИПТ.
Для ГДИС разработан целый ряд приборов, обеспечивающих исследования
в диапазоне 118 295 мм открытого ствола и 127-324 мм в обсаженной сква-
жине.
Таким образом, разработки, выполненные в ОАО НПФ «Геофизика»,
позволяют расширить основную задачу — оценить качество строительства
скважины, создать документ, определяющий ее добывные возможности,
рекомендовать методы и технологию проведения мероприятий по повыше-
нию добывных возможностей скважины.
Но для решения проблемы улучшения вскрытия пластов по всем буря-
щимся скважинам вышеизложенных усилий недостаточно. Нужны более
качественное составление проектов на строительство скважин и стимуляция
буровых предприятий.
Несмотря на то, что многие руководители и специалисты разных рангов
ратуют за необходимость стимулирования буровых бригад от дебита сква-
жин по аналогии за ускорение, пока рекомендовать к реализации этот под-
ход не представилось возможным ввиду того, что:
- нет бесспорного подхода к установлению потенциального дебита на
стадии составления проекта на строительство конкретной скважины;
- не исключается субъективный подход заказчика при «официальной»
регистрации дебита.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 185
Определение потенциального дебита скважины имеет важнейшее значе-
ние. Вопросу оценки качества вскрытая пласта по данным ГИС всегда при-
давалось особое значение. В разные времена предлагались различные ре-
шения, соответствующие аппаратурно-методическому комплексу ГИС того
времени. Эти решения, как правило, основывались на данных электромет-
рии или радиометрии.
Разрабатываемая в ОАО «ТНГФ» методика оценки качества строитель-
ства скважин по ГИС состоит в том, что в пей использовался прием «боко-
вого зондирования» пласта по эффективной пористости по данным ЯМК,
ГГКП, НГК и ГК, которая наиболее тесно связана с фильтрационной способ-
ностью пласта и его продуктивностью. Информация о состоянии пласта мо-
жет быть получена уже на этапе проведения ГИС, т.е. непосредственно пос-
ле бурения.
Оценка качества строительства скважин состоит из следующих направ-
лений.
— прогнозирование (оценка) максимально-достижимой продуктивности;
- инструментальная оценка параметров, определяющих качество вскры-
тия (ГИС в открытом стволе, ИПТ в открытом стволе и в обсаженной сква-
жине);
- контроль за технологией (качеством) первичного вскрытия пласта по
данным ГТИ;
- контроль за качеством цементирования.
Методика прогнозирования максимально достижимой продуктивности
терригенных отложений девона по данным ГИС в ОАО «ТНГФ» (В.С. Дубров-
ский) разработана в конце 1980-х годов. В начале 1990-х годов по резуль-
татам ее опробования были уточнены алгоритмы, разработано соответству-
ющее программное обеспечение. В основу ее положено известное выра-
жение, связывающее дебит с проницаемостью, толщиной пласта, плотностью
и вязкостью флюида, перепадом давлений в системе скважина - пласт, со-
вершенством вскрытия пласта, радиусом контура дренажа. Позднее был вве-
ден коэффициент деформации пласта, чтобы избавиться от влияния перепада
давления и толщины, далее использовался коэффициент удельной продук-
тивности [145].
При установлении линии максимальных продуктивностей использовались
эксплуатационные данные по всем площадям Ромашкинского месторожде-
ния для горизонта Д, в первые 2 года эксплуатации. Установленные алго-
ритмы были формализованы в обрабатывающем комплексе ИНГИс на ЭВМ-
ЕС 1040, затем VT-20 и ПК.
Прогнозирование ведется на основании комплекса ГГКП+НГК+ГК+ЯМК,
НГК+ГК+ЯМК или, в крайнем случае, при невозможности проведения ЯМК-
186
Раздел второй
НГК+ГК для нефтенасыщенпых пластов. Данная методика разрабатывалась
для статистических оценок [ 145]. Для внедрения ее в качестве определяю-
щей эффективности строительства скважин необходимо
—адаптирование методики применительно к предлагаемому району;
- разработка регламента проведения работ но оценке продуктивности,
качеству вскрытия, оценке конечного результата работ.
Данный методический подход может быть использован для статистичес-
кой оценки эффективности различных технологий вскрытия.
Для повышения точности оценок нужно:
— иметь достоверную промысловую информацию;
-усовершенствование метрологического, аппаратурно-методического и
программного обеспечения ГИС;
- усовершенствование петрофизического обеспечения.
Для доведения этой перспективной методики определения потенциально
возможного дебита скважины необходимо.
- усовершенствование методик прогнозирования продуктивности и оценки
качества вскрытия пластов па основе регистрации и обработки полного сиг-
нала свободной прецессии (ЯМК), методов ГК-С (гамма-каротажа спектро-
метрического), НГК-С (спектрометрического нейтронного гамма-каротажа)
и волнового акустического каротажа (ВАК);
- разработка системы мониторинга гидродинамических условий в про-
цессе бурения скважин и методики контроля первичного вскрытия пласта на
базе расширенного апнаратурно-программно-методического комплекса гео-
лого-технологических исследований бурящихся скважин;
- разработка методического руководства качества вскрытия продуктив-
ных пластов на различных этапах строительства скважин по данным ИГЛ .
В 2004 году Р.Н.Дияшевым была составлена совместно с соавторами и
утверждена ОАО «Татнефть» «Временная инструкция по оценке потенци-
ального дебита скважины по результатам ГИС», основанная на комплекс-
ном анализе петрофизических свойств коллекторов с целью определения
послойной неоднородности фильтрационных характеристик продуктивных
интервалов по результатам геофизических исследований скважин (ГИС)
[146].
Определение потенциального дебита скважины включает следующие ос-
новные этапы:
— построение дифференцированных петрофизических моделей коллекто-
ров объекта по результатам исследований кернового материала;
- интерпретация мат ериалов ГИС на основе дифференциации фильтраци-
онных свойств коллекторов объекта;
— определение потенциального дебита скважины.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
187
Потенциальным дебитом считается дебит совершенной скважины, рас-
считываемой по формуле Дюпюи:
Q = qAP,
0-2п-Кпр-й/(И1п(^/?скв)),
где q— коэффициент продуктивности совершенной скважины, т/сут*МПа;
/г — толщина пропластка, м; Кпр—абсолютная проницаемость, 10“3 мкм2; л—
число «пи» (п = 3,14...); ц - вязкость пластовой нефти, спз; АР - величина
депрессии на пласт, МПа; ln(7?k • /?скв) - натуральный логарифм отношения
радиуса дренажа скважины к радиусу скважины.
Эта методика позволяет построить более точные корреляционные зависи-
мости между пористостью и проницаемостью коллекторов, используя ре-
зультаты стандартных геофизических исследований. Далее осуществляется
расчет потенциальной продуктивности пластов или даже отдельных слоев.
Сказать, какой из методов определения потенциального дебита скважин
лучше, в настоящее время трудно. Нужно в течение некоторого времени
порабогать практически с этими методами, затем обобщить результаты ис-
следований и дать рекомендации.
Можно сделать лишь одно замечание. Обе методики основаны на геофи-
зических исследованиях скважин. А геофизика обучается на данных анали-
зов керна и опробования скважин. Последние, как мы видели, обладают
несовершенством вскрытия пластов. Следовательно, предлагаемые методы
будут занижать потенциально возможный (определенный природой) дебит.
Для того, чтобы избежать этого, первоначально геофизику нужно обучить
на керне, отобранном на специальных безводных растворах.
Не менее важное значение имеет так называемое вторичное вскры тие
пластов, т.е. получение сообщения скважины с пластом после спуска и це-
ментажа эксплуатационной колонны. До последнего времени и сейчас при
вскрытии достаточно проницаемых пластов применяется перфорация колон-
ны кумулятивными зарядами при помощи корпусных перфораторов ПК-103
и бескорпусных ПКС-80. Исследования с помощью акустических цементо-
меров (АКЦ) показали, что в результате кумулятивной перфорации наруша-
ется контакт цемента с обсадной колонной, особенно в местах с плохим,
некачественным частичным, а иногда и хорошим сцеплением цемента с ко-
лонной, зафиксированным до перфорации. В результате част ь скважин, дав-
ших при освоении нефть, через непродолжительное время переходит на воду
или дает воду сразу же при освоении. Особенно это характерно для терри-
генных пластов с подошвенной водой и для карбонатных порово-трещин-
ных коллекторов небольшой нефтенасыщенной толщины.
Экспериментальные работы показали, что при перфорации корпусными
Iтерфораторами ПК-103 повышение залпа с 5 10 до 20 выстрелов увеличи-
188
Раздел второй
вает зоны ухудшения сцепления цемента с колонной. Бескорпусные перфо-
раторы ПКС и ПКРУ значительно сильнее воздействуют на обсадную колон-
ну, вызывая деформацию и трещины.
Следовательно, в большинстве случаев первопричиной преждевремен-
ного обводнения скважин является их перфорация, приводящая к разруше-
нию цементного камня в заколонном пространстве и улучшающая условия
для проникновения в интервал перфорации воды из близлежащих водонос-
ных пластов.
С целью увеличения безводного периода эксплуатации, степени совер-
шенства и сокращения сроков строительства скважин институтом «ТатНИ-
ПИпефть» совместно со специалистами ОАО «Татнефть» разработана техно-
логия бесперфораторного вскрытия пласта. Сущность ее заключается в том,
что в скважину на обсадной колонне спускается фильтр с магниевыми заг-
лушками, перекрывающими фильтрационные отверстия, который устанав-
ливается против опробуемого пласта. Одновременно в скважину спускает-
ся разобщитель, состоящий из внутренней и наружной труб, в межтрубном
пространстве которого содержится воздух. Разобщитель защищает колонну
от воздействий при ее опрессовке. Фильтр в комплексе с разобщителем -
составной элемент эксплуатационной колонны, соединение с нижней час-
тью которой производится при помощи патрубка. После заливки колонны и
ожидания застывания цемента заглушки растворяют соляной кислотой, за-
качанной через насосно-компрессорные трубы. При этом устанавливается
связь с пластом и происходит приток жидкости в колонну. Отсутствие взры-
ва колонны позволяет сохранить цементное кольцо [145].
Еще больший эффект от использования бесперфораторного способа
вскрытия продуктивных пластов можно достигнуть благодаря добавкам в
соляную кислоту водорастворимого ПАВ в количестве 0,5% от ее объема.
Это приводит к большему восстановлению проницаемости призабойной зоны,
ухудшенной за счет фильтра бурового раствора. Тем самым сокращается
продолжительность освоения и увеличивается продуктивность скважины.
Бесперфораторпое вскрытие с использованием фильтров с магниевыми заг-
лушками обеспечивается при давлениях 15 МПа. Лучшие результаты дости-
гаются при увеличении времени реагирования с кислотой до 24 часов. При
эгом в большинстве скважин обеспечивается вскрыгие пласта под давлени-
ем гидростатического столба жидкости. Разрушение цементного камня дос-
тигается воздушным компрессором (У КП-80) перед ее освоением. Эффек-
тивность бесперфораторного вскрытия определялась путем ее сопоставле-
ния с соседними базовыми скважинами с аналогичной характеристикой
разреза. Проведенный институтом «ТатНИПИнефть» (Р.В.Габдуллин) ана-
лиз показал, что при бесперфораторном вскрытии начальный среднесу-
точный дебит скважин в среднем вдвое выше, безводный период эксплу-
атации в 11 раз меньше.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 1 89
Наибольшая эффективность от внедрения бесперфораторного метода до-
стигается в карбонатных коллекторах. Это обусловлено особенностями гео-
логического строения данных пластов и сочетанием вскрытия с обработкой
призабойных зон (ОПЗ) соляной кислотой, приводящим к улучшению ус-
ловий притока из пласта в скважину. Одновременно повышается надеж-
ность разобщения пластов. Данное обстоятельство особенно важно для тре-
щиноватых разностей пород.
Эффективность бесперфораторного вскрытия карбонатных коллекторов
можно проиллюстрировать на примере залежи 221 кизеловского горизон-
та Ромашкинского месторождения. Здесь нефтепасыщенная толщина из-
меняется от I до 18 м, составляя в среднем 3,5 м. При обычной кумуля-
тивной перфорации пласты вскрылись на расстоянии 3—4 м от ВНК. При
этом они вступили в эксплуатацию с дебитом нефти от 1 до 3 т/сут и обвод-
ненностью 80—90%, а в ряде случаев получали приток воды. В результате
бесперфораторного вскрытия пласта на расстоянии 2-4 м от ВНК получена
безводная нефть с дебитом 4—10 т/сут или нефть с небольшим содержанием
воды (рис. 6.25).
Одно из преимуществ бесперфораторного метода заключается в том, что
вскрытие происходит при опущенных насосно-компрессорных трубах и обо-
рудованном арматурой устье. Это позволяет без осложнений вскрывать ?ы-
соконапорные или низконапорные пласты в условиях равновесия или деп-
рессии.
Метод имеет и некоторые недостатки. Отверстия в фильтре заранее раз-
мещены в среднем с плотностью 2 отверстия диаметром 16 мм на погонный
метр, поэтому тонкослоистые неоднород! 1ые пласты могут оказаться не пол-
ностью охваченными вскрытием. Требуется каротаж для привязки и точной
установки фильтра на заданной глубине.
В связи с этим в ОАО «Татнефть» применяются другие методы вскры-
тия пластов. Перспективен метод сверления эксплуатационной колонны пер-
форатором ПС-112 конструкции ВНИИГИСа, который является модифика-
цией сверлящего керноотборника СКМ-8-9 конструкции того же институ-
та. При использовании этого перфоратора также сохраняются целостность
цементного кольца за колонной. Отверстия имеют постоянный диаметр
(35мм) и не загрязняются как при кумулятивной перфорации. Обычно дела-
ют 1-2 отверстия на погонный метр. Прежде всего перфоратор используется
для вскрытия пластов с подошвенной водой при небольшой нефтенасыщен-
ной толщине (до 2-3 м). При вскрытии кумулятивной перфорацией из сква-
жины обычно получают воду либо незначительный приток нефти с большим
содержанием воды. Вскрытие пласта сверлением позволяет получить при-
ток нефти дебитом 3-8 т/сут либо без воды, либо с небольшим ее содержа-
нием (рис. 6.26).
190
Раздел второй
1052
1056
1060
1064
1068
1072
1076
1080
1084
1088
Скв. №26840
Вскрыта кумулятивной
перфорацией ПК-103
10.1983г.
Дебит нефти -q.-Зт/сут
Дебит жидкости -q.-28 т/сут
Обводненность В -89.6%
Бесперфораторное
вскрытие (ОРВ)
10.1984г.
Дебит нефти -qH-5,4T/cyr
безводная -18 мес
Скв. №10818
Рис. 6.25. Эффективность бесперфораторного вскрытия пластов
Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения
Вскрыта кумулятивной
перфорацией ПК-103
05.1974г.
Дебит нефти -qb-1 т/сут
безводная -3 мес
Вскрыта сверлящим
перфоратором ПС-112
10.1986г.
Дебит нефти -цн-3,7т/сут
безводная -30 мес
Условные обозначения:
I I Нефтеносный коллектор I I Водоносный коллектор
Рис. 6.26. Эффективность вскрытия пластов сверлящим перфоратором ПС-112
Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 1 91
Об эффективности этого метода можно судить по результатам сверления
колонн в скважинах 13073 и 13074 Холмовской площади, на которых пласт
раньше был вскрыт ПК-103. Сверление привело к увеличению дебита в пер-
вой скв. 18661 Восточно-Лениногорской площади, где низкопроницаемый
пласт толщиной 2,2 м был вскрыт сверлением раствором на нефтяной осно-
ве. В результате получен дебит нефти 14 т/сут, что в 3 раза больше, чем из
аналогичных пластов соседних скважин. В скв.7441 Архангельского мес-
торождения цементомер АКЦ-1 не зафиксировал до и после сверления из-
менения качества цемента за колонной.
Накопленный опыт вторичного вскрытая пластов позволяет рекомендо-
вать для малоэффективных залежей бесперфораторное вскрытие преиму-
щественно для карбонатных коллекторов и терригенных пластов, отделен-
ных от водоносных интервалов разделом толщиной менее 4 м. При вскры-
тии терригенных i шастов, в первую очередь с подошвенной водой (особенно
при небольшой нефтенасыщениой толщине коллектора 1-3 м), предпочти-
тельнее применять сверлящие перфораторы.
В последнее время появились новые, более мощные методы вторичного
вскрытия пластов. В частности, большой прогресс в США и Канаде отмеча-
ется в области технологии вторичного вскрытия пласта с большой глубиной
проникновения в пласт, причем на депрессии. Так, например, агрегат фир-
мы «ВОМА» имеет барабан с намотанным на нем шлангом высокого давле-
ния 2000м. Система включает в себя гидромотор с гибким валом, на конце
которого укрепляется высокоскоростная фреза. Гибкий вал, ириводим'ый
гидромотором, питаемый водой под низким давлением, фрезерует в обсад-
ной колонне отверстие диаметром 20 мм и длиной 10 см. Затем шланг, гид-
ромотор, гибкий вал и фреза извлекаются на поверхность. Башмак остается
в скважине, навернутый на НКТ Затем в данный канал с поверхности скважи-
ны опускается короткая гибкая трубка высокого давления, выдерживающая
3000 бар, имеющая форсунку на конце и подсоединенная в свою очередь к
трубке высокого давления. Вода под высоким давлением с расходом 20-30
литров в минуту закачивается агрегатом фирмы «ВОМА» в систему нареза-
ния горизонтальных каналов. Шланг постоянно опускается в скважину, и
высокое давление выдувает выработанную породу. Таким образом, нарезает-
ся канал в горизонтальном направлении длиной 25-50 метров. После 4 таких
операций (под 90°С) переходят к следующему уровню по толщине пласта на
данном забое. Общая стоимость оборудования 443,3 тыс. долларов США.
Система «Пенедрилл», разработанная и запатентованная компанией Пе-
нетрэйторс Канада Инк, предназначена для обеспечения проникновения в
коллекторскую породу на глубину до 2 м. Она включает наземное насосное
оборудование и инструмент «Пенедрилл», который имеет бурильное алмаз-
ное долото. Насосное оборудование кот ролирует систему с гидравличес-
ким приводом.
192
Раздел второй
Сначала фрезеруется в эксплуатационной колонне отверстие диаметром
26 мм, затем инструмент сверлит туннель диаметром 17 мм в коллекторской
породе. Он может пробурить от 4 до 8 туннелей за спуск в зависимости от
глубины скважины, литологии породы и типа жидкостей. Процедура фрезе-
рования и бурения каждого туннеля занимает около 20 минут. Чтобы удалить
буровой шлам из туннеля и обратно в ствол, жидкость циркулирует через
бурильную штангу и долото. Можно применить чистую пресную воду или
жидкость на нефтяной основе. С момента его первого промышленного при-
менения в 1998г. около 50 компаний использовали систему «Пенедрилл»
для 150 операций. Стоимость применения системы зависит от глубины и
типа скважины. В Западной Канаде эта стоимость варьирует от 12000 до
30000 долл, на одну скважину.
ОАО «Татнефть» с 1997г. также ведет работу с Омским специальным кон-
структорским бюро приборов по разработке ориентированного скважинного
перфорат ора с глубиной проникновения по техническому заданию до 10 м в
пласт. В инструментальном плане это - микроэлектробур на кабеле (вариант
без ориентации) или на НКТ с кабелем (вариант с ориентацией), «бурильный
инструмент» диаметром 14 мм и длиной 32 мм подается из кассет (их четыре
под 90°С) по схеме автомата Калашникова. Промывка местным насосом.
Буровая коронка диаметром 20 мм для металла колонны и породы одна.
Сверлящий перфоратор ОСП-1 испытывался в скважине 10063 Уратьмин-
ской площади. Точка сверления 1185,8 м на глубину 1 м, диаметр 20 мм.
Продуктивный пласт-тульские отложения толщиной 1 м. Пористость 20,8%,
глинистость 4,3%, нефтенасыщенность 78,5%. Скважина дает 10т/сут без-
водной нефти. Метод перспективен для внедрения, но нуждается в дора-
ботке.
Особенно влияет на продуктивность бурение с большим противодавлени-
ем на пласт. Об этом свидетельствуют данные, полученные в результате буре-
ния дополнительных скважин в зонах с различным пластовым давлением.
На промыслах Татарстана испытаны и внедрены эффективные техноло-
гии, разработанные институтом «ТатНИПИнефть». Они представляют собой
комплекс технологических операций, включающих бурение интервала про-
дуктивных отложений с применением растворов на водной основе, перфо-
рацию в среде раствора ПАВ с повышенной агрегативной устойчивост ью и
работы по интенсификации вызова притока с использованием растворов
неоиногенных масло- и водорастворимых ПАВ в углеводородных жидко-
стях (ТЖУ-1 и ТЖУ-2).
В качестве перфорационных сред используются различные типы буро-
вых раст воров, обработанных 0,5-1% раствором неионогенных ПАВ, а так-
же ТЖУ-1, ТЖУ-2 и водными растворами ПАВ. Интенсификация вызова
притока нефти осущест вляется импульсным воздействием ТЖУ-2 на зону
проникновения водного фильтрага.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
193
11ромысловые испытания технологии в скважинах, пробуренных на тер-
ригенные отложения с применением бурового раствора, при вскрытии низ-
конродуктивных пластов показали рост продуктивности. Следовательно,
данная технология больше подходит для скважин, бурящихся на малопро-
дуктивные поровые и порово-трещинные коллекторы с низкими фильтраци-
онными свойствами. Эта же технология может успешно использоваться и
для ОПЗ введенных в эксплуатацию скважин, особенно обводненных. Тех-
нология применяется в основном при вскрытии терригенных коллект оров
(прежде всего пизкопропицаемых и высокопроницаемых с большим про-
никновением водной фазы).
Первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов высокоэффек-
тивными методами является методом повышения нефтеотдачи неоднород-
ных пластов за счет увеличения охвата выработкой по разрезу. Но положи-
тельные результаты могут быть достигнуты в случае, если в последующем,
во время ремонтных работ и длительных простоев, применяются методы, не
ухудшающие состояние призабойной зоны. Для этого необходимо приме-
нять специальные составы для глушения скважин [138,139] или же ремонт-
ные работы производить без глушения (естественно, там, где это возмож-
но), используя опыт НГДУ «Сулеевпефть».
Глава 7
ХАРАКТЕРИСТИКА СОВРЕМЕННЫХ ТРЕТИЧНЫХ МЕТОДОВ
УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ И ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ
КРИТЕРИИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
Можно быть уверенным лишь в том. что ни в чем
нельзя быть уверенным.
Плиний Старший
Ничто несовершенно в человеческих изобретениях.
Роджер Бэкон
7.Е Физико-химические МУН
Физико-химические методы применяются в целях увеличения коэффици-
ентов вытеснения и охвата пласта заводнением и связаны с закачкой различ-
ных реагентов в нагнетательные и добывающие скважины объемом, значи-
тельно превышающим объем призабойной зоны пласта.
194
Раздел второй
Из всех третичных МУН наибольшее применение на месторождениях
России нашли физико-химические методы. Это объясняется широким раз-
витием заводнения в практике разработки месторождений.
Широкое применение физико-химических МУН стало возможным бла-
годаря фундаментальным работам ведущих ученых отрасли по исследова-
нию физико-химической механики и гидродинамики течений жидкости в
пористых средах, а также механизмов повышения нефтеотдачи в различных
геологи ческих условиях [ 142-144, 147-152].
В начале 1960-х годов стали усиленно изучать методы улучшения нефте-
вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных аген-
тов. В качестве таких агентов стали исследовать и применять углеводород-
ный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и
др. Эти методы направлены на устранение или уменьшение отрицательного
влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефгь в заводнен-
ных объемах пластов.
На нефтяных месторождениях Татарстана прошли испытания поч ти все
известные из отечественной и зарубежной практики МУН. Основной объем
работ по применению МУН проводился на высокопродуктивных месторож-
дениях. Применение их началось в 1967г., когда основные продуктивные
пласты были еще мало обводнены. В больших объемах проводилась закач-
ка алкилированной серной кислоты и композиций на их основе, поверхнос-
тно-активных веществ, тринатрийфосфата.
7.1.1. Потокоотклоняющие технологии — основа дальнейшего
повышения эффективности гидродинамических методов
регулирования процессов разработки для увеличения охвата
заводнением неоднородных пластов
Погокоотклоняющие технологии в настоящее время становятся основ-
ным элементом системы разработки нефтяных месторождений с примене-
нием заводнения, позволяющим существенно снизить недостатки этого наи-
более мощного и массового метода разработки. Это достигается за счет
повышения охвата неоднородных пластов заводнением, а следовательно, и
увеличения нефтеотдачи до предельного (или близкого ему) уровня - коэф-
фицие! (та вытеснения.
Без применения этих технологий сегодня практически не разрабатывает-
ся ни одно крупное месторождение России. Особенно возрастает роль по-
токоотлоняющих технологий для улучшения выработки высокопродуктив-
ных объектов на поздней стадии разработки. Это объясняется широким при-
менением различных модификаций заводнения и его специфики на поздней
стадии, обусловленной длительной закачкой больших объемов воды в про-
дуктивные пласты [26].
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 195
Из многообразия физико-химических МУН наиболее часто применяются
потокоотклопяющие технологии. На их долю приходится основной объем
дополнительной добычи нефти. Так, на месторождениях «Сургутнефтегаза»
за 1999-2003гг. проведено 15,6 тыс. скважино-операций по закачке раство-
ров химреагентов. Дополнительно добыто 38,9 млн.т нефти. За весь период
его применения в целом по всем разрабатываемым месторождениям компа-
нии КИН увеличился на 0,97%, а по длительно разрабатываемым залежам
на 2-3%. При этом наибольшее применение нашли технологии на основе
вязкоупругих составов, ПАВ, полимеров, эмульгаторов, щелочей, кислот и
дисперсных систем, закачка которых проводится как непосредственно в
скважину (адресно), так и в скважины через кустовые насосные станции
(КНС). Как правило, закачка потокоотклопяющих составов через КНС даже
при одних и тех же средних объемах составов на скважину в 2-4 раза менее
эффективна, чем адресная закачка. В результате внедрения новых и непре-
рывного совершенствования сущест вующих технологий, а главное, повы-
шения качества их подбора с учетом особенностей строения пластов и со-
стояния разработки участков залежей, удельная эффективность применения
потокоотклоняющих составов в целом повысилась от 1,95 тыс.т дополни-
тельно добытой нефти в 1991г. до 2,95 тыс.т в 2000-2003гг., только по ад-
ресным закачкам соответственно от 2,09 до 4,09 тыс.т. [ 153].
Сравнительная технико-экономическая оценка применения потокооткло-
няющих технологий показала их высокую экономическую эффективность-
затраты на проведение работ окупаются в основном в течение нескольких
первых месяцев.
Наиболее последовательно и системно потокоотклопяющие технологии
применяются на Лянторском месторождении, где за 1991-2003гг. проведе-
но 6oj iee 5,3 тыс. скважино-операций и дополнительно добыто около 21 млн.т
нефти. В результате такого массового, регулярного и системного примене-
ния потокоотклоняющих технологий удалось не только приостановить паде-
ние добычи нефти, но даже в течение нескольких лез ее увеличить [ 153].
Такая высокая эффективность объясняется оптимальным подбором тех-
нологий для данных геологических условий и порядком их реализации, ког-
да первые закачки являются как бы тестовыми для выбора наиболее эффек-
тивной технологии с последующими увеличением объема создаваемых в
пласте оторочек, комплексированием и сменой составов химических реа-
гентов. Цикличность создания оторочек должна достигать 1, а иногда 2 раз
в гад. Как правило, суммарный технологический эффект при циклической
закачке растворов в 1,5-3,0 раза выше, чем при единовременной закачке
такого же объема потокоотклоняющих составов. По мере роста циклов за-
качки непрерывно увеличивается число реагирующих на воздействие сква-
жин. Начальный удельный объем закачиваемых растворов при циклическом
196
Раздел второй
воздействии определяется обводненностью продукции, составом химичес-
ких реагентов, особенностью строения залежи и, как правило, превышает
10-20 м3/м нефтенасыщенной толщины пласта, что является необходимым
минимальным объемом для создания вала нефти. В последующих циклах
закачки, особенно на поздней стадии разработки, объем оторочек растворов
увеличивается до 300-1500 м3/м. Начало закачки потокоотклоняющих со-
ставов на участке определяется начальным периодом массового обводне-
ния скважин до 20 40%, когда уже сформировалась динамика потоков на-
гнетаемой воды. При этом для залежей с непредельным нефтенасыщением
или в водопефтяных зонах, изначально с естественным обводнением сква-
жин пластовой водой, применение потокоотклоняющих технологий начина-
ется сразу же с созданием системы под держания пластового давления (ППД).
В целом анализ применения потокоотклоняющих технологий па место-
рождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показал, что эффективная разработка
месторождений невозможна без их массового и системного использова-
ния. Этот вывод находит подтверждение и на других месторождениях Запад-
ной Сибири. Так, на Самотлорском месторождении в 2002г. практически
полностью прекратили закачку потокоотклоняющих составов и в основном
проводили ГРП в низкообводненном фонде скважин, выводили из эксплу-
атации высокообводненные скважины и повышали депрессию на пласт. В
результате уже через несколько месяцев темп обводнения продукции повы-
сился в 3 раза, началось снижение добычи нефти по действующему фонду
(без скважин с ГРП, проведенных в 2002г.). Это еще раз указывает на то,
что одностороннее применение даже высокоэффективных способов интен-
сификации добычи и сокращения отбора воды из высокообводненных сква-
жин без закачки потокоотклоняющих составов не позволяет повысить эф-
фективность разработки залежей [153].
Роль потокоотклоняющих технологий в общем объеме МУН и ОПЗ в
ОАО «Сургутнефтегаз» приведена на рис. 7.1; 7.2. Особенность применения
МУН в этой компании - высокая доля физических МУН в общей дополни-
тельной добыче нефти (66%), далее идут потокоотклоняющие технологии
(19,8%), методы ОПЗ - 12,5% и весьма незначительная доля гидродинами-
ческих МУН, что, очевидно, объясняется совместным учетом дополнитель-
ной добычи с физико-химическими МУН.
В ОАО «Татнефть» налажен раздельный учет этих МУН. Здесь основная
доля дополнительной добычи приходится на гидродинамические МУН (51 %).
Затем идут физико-химические (в основном потокоотклоняющие) МУН
(30%). Указанное различие объясняется в основном различием геологичес-
ких условий этих регионов. Но роль потокоотклоняющих технологий и там,
и здесь высока. Ведь они являются мощным средством регулирования про-
цессов разработки.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
197
Рис. 7.1. Средняя эффективность применения потокоотклоняющих составов
по циклам их закачки в скважины Лянторского месторождения
7.1.1. (1). Полимерное заводнение
Полимерное заводнение - это технологически простой и высокоэффек-
тивный метод повышения нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к
воде небольших количеств водорастворимых полимеров при обычном за-
воднении нефтяных пластов. Этим методом интенсивно занимались нефтя-
ники Самарской области под научным руководством И.А. Швецова, кото-
рый являлся руководителем по данной проблеме [ 154 156].
Сущность метода заключается в изменении соотношения подвижностей
вытесняющей жидкости и пластовой нефти вследствие увеличения вязкости
закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полиме-
ров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствуют вы-
равниванию фронта вытеснения, замедляя ее продвижение в высокопрони-
цаемых зонах, уменьшая вязкостное языкообразование. Эти факторы вызы-
вают повышение коэффициентов охвата вытеснения при заводнении. Размер
оторочки полимерного раствора составляет 10-30% от количества первона-
чально содержащейся в пласте нефти. Оторочку раствора полимера можно
закачивать на любой стадии разработки, но наибольший эффект наблюдает-
ся при применении на начальной.
Область эффективного применения полимерного заводнения: коллектор
терригенный и карбонатный, отсутствие трещин; проницаемость 0,1-1 мкм2;
вязкость нефти 3—100 мПа • с; нефтенасыщенность более 50%; в закачивае-
198
Раздел второй
мой воде ограниченное содержание ионов Са2+ и Mg2t, температура пласта
не выше 70°С [ 157].
Успешность проекта полимерного заводнения зависит от:
—достоверности геологического описания пласта;
- размера оторочки и концентрации полимерного раствора;
— прогнозирования технологических показателей разработки при заводне-
нии и полимерном заводнении с помощью математического моделирования;
— соблюдения запроектированной технологии и контроля за качеством
закачиваемого раствора на промысле.
Для каждого конкретного объекта необходимо подобрать эффективный
тип полимера и исследовать его реологические и фильтрационные свойства.
Рис.7.3. Зависимость вязкости
полимерного раствора от концентрации,
приготовленного на пресной воде
На рис. 7.3 показано изме-
нение вязкости от концентрации
растворов различных полиме-
ров, а на рис. 7.4 - зависимость
дополнительной добычи нефти
от объема оторочки.
Высокая молекулярная мас-
са макромолекул полимера, их
сложное строение, взаимодей-
ствие как между собой и моле-
кулами воды, так и с сильно раз-
витой поверхностью фильтраци-
онных каналов приводят при движении растворов полимеров через пористые
среды к ряду особенностей.
1) Снижение подвижности происходит непропорционально увеличению
вязкости раствора за счет добавки в воду полимерного вещества, что выра-
жается в появлении фактора сопротивления. Фактор сопротивления R опреде-
ляется как отношение подвижности воды к подвижности раствора полимера.
/? = (К/цв)/(К/рп),
где К и К - проницаемость воды и полимера; рв и рп - вязкость воды и
полимера.
2) Адсорбция полимера пористой средой. Причем часть макромолекул
удерживается пористой средой необратимо, являясь причиной повышенно-
го сопротивления воде, движущейся вслед за полимерным раствором. Это
явление называется остаточным фактором сопротивления /?ост и определяет-
ся как отношение первоначальной подвижности воды к подвижности воды
после закачки полимера:
R =(К/п)/(К /р ),
OCT V В г В7 4 ВП ‘ ВП7’
Современные методы увеличения нсфтетвтсчення
199
где К и цпм - относительная проницаемость и вязкость воды после прохож-
дения полимера.
Возникновение «остаточного сопротивления» объясняется адсорбцией
полимера в пористых средах и проявляется даже после полного вытеснения
из них раствора полимера.
Величина адсорбции определяется в лабораторных условиях на керне и
количественно составляегдля раствора 0,05% полиакриламида (ПАА) 30-
80 г реагента па 1 м3 породы.
Втаблице7.1 приведены значения фактора сопротивления R и остаточно-
го фактора сопротивления для 0,075%-ного раствора ПАВ для разных
проницаемостей при различных скоростях фильтрации.
Таблица 7.1
Скорость фильтрации, м/сут КН),265 мкм2 К 1,6 мкм2 К=6,47 мкм2
R ^ост R ^ОСТ R ^ост
13,8 7,6 2,8 3,7 2,2 3,0 1,2
82,8 4,1 2,7 3,0 2,1 2,2 1,0
0,6 4,2 3,4 3,2 2,9 2,3 1,0
Дополнительная добыча нефти в тыс.т на тонну 100% полимера
„ * Прирост нефтеотдачи в процентных пунктах к начальным запасам нефти
Рис. 7.4. Влияние размера оторочки на эффективность
полимерного заводнения
200
Раздел второй
Проницаемость пористой среды оказывает существенное влияние на филь-
трационные характеристики полимерных растворов. С увеличением прони-
цаемости возрастает подвижность раствора полимера воды, фильтрующей-
ся вслед за ним. В пласте с проницаемостью более 2 мкм2 практически не
проявляется остаточный фактор сопротивления. Эта особенность фильтра-
ции полимерных систем снижает эффективность процесса полимерного за-
воднения в неоднородных пластах с высоким значением средней проницае-
мости.
Для изучения влияния закачки полимера на охват пласта вытеснением в
ТатНИПИнефть были проведены лабораторные опыты на плоско-прозрачной
модели пласта размерами 500х500х 11 мм, выполненной из оргстекла и вос-
производящей 1/4 часть элемента пятиточечпой системы заводнения. Вяз-
кость нефти составила 22 мПа • с, вязкость раствора полимера — 5 мПа • с. В
каждом опыте закачивалась 30%-ная оторочка полимерного раствора с пос-
ледующим вытеснением водой. Результаты опытов сведены в таблицу 7.2.
Таблица 7.2
Параметры вытеснения Вода Раствор полимера
Безводная нефтеотдача, % 33,8 60,3
Нефтеотдача при закачке объемов пор:
0,5 40,6 39,7
1,0 49,4 69,2
1,5 54,6 71,2
Конечная нефтеотдача, % 61,0 71,5
Общая закачка от объема пор 3,08 2,36
Коэффициент охвата на момент прорыва
жидкости в скважине, % 50,7 90,3
В зависимости от условий проведения опыта полимерное заводнение дает
увеличение коэффициента нефтеотдачи на 10,5% при меньшем объеме за-
качки воды.
Исследования показывают, что при полимерном заводнении абсолютный
прирост нефтеотдачи, как и следовало ожидать, непрерывно возрастает с
увеличением размера оторочки. Но основной прирост наблюдается при раз-
мерах оторочки 10-30%.
В условиях Татарстана полимерное заводнение применяется с 1973 г. для
повышения нефтеотдачи залежей бобриковского горизонта с вязкостью не-
фти 20-50 мПа • с. Растворы полимеров закачивают в пласт в виде оторочек
размером 0,05-0,15 от объема пор, максимальная концентрация составляет
0,2%.
Работы по созданию оторочки полиакриламида ведутся по технологиям
АО «Нефтеотдача-Сервис» и ТатНИПИнефть (путем попеременно-периоди-
ческой закачки оторочек раствора ПАА и воды).
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
201
По результатам лабораторных исследований попеременно-периодическая
закачка раствора полимера и воды увеличивает коэффициент нефтеотдачи на
2,4 % по сравнению с обычным полимерным заводнением. Кроме того, эта
технология позволяет сократить продолжительность закачки раствора поли-
мера и снизить механическую деструкцию.
Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствуют вы-
равниванию фронта вытеснения, замедляя ее продвижение в высокопрони-
цаемых зонах, уменьшая вязкостное языкообразование. Эти факторы вызы-
вают повышение коэффициентов охвата и вытеснения при заводнении.
Полимер обычно закачивается непосредственно сразу же после освое-
ния скважины под нагнетание в концентрации 0,05-0,1 % к закачиваемой
воде. Размер оторочки 10^40% от количества первоначально содержащейся
нефти в пласте. Оторочку раствора полимера можно закачивать на любой
стадии разработки, но наибольший эффект получается при закачке в на-
чальной.
Как показывают исследования, фронт вытеснения устойчив в том слу-
чае, когда соотношение вязкостей вытесняемого флюида и вытесняющего
агента находится в пределах 2,5-3, поэтому оторочку полимерного раствора
для залежей с высоковязкой нефтью необходимо закачивать в виде раствора
переменной концентрации. При постепенном снижении соотношения вязко-
стей нефти и воды в пласте и сокращении условий прорыва воды достигает-
ся наибольшая эффективность полимерного заводнения для залежей с труд-
ноизвлекаемыми запасами.
Макромолекулы полиакриламида под действием различных факторов
могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции. Она может быть
химической, термической, механической и др. Поэтому при приготовлении,
перекачке и закачке растворов полимеров необходимо соблюдать ряд усло-
вий. Снижение приемистости нагнетательных скважин не всегда можно ком-
пенсировать повышением давления нагнетания. Из-за химической деструк-
ции перед закачкой необходимо создавать оторочку пресной воды.
По общепринятым критериям применение полимеров ограничивается про-
ницаемостью 200-10-3 мкм2, пористостью не менее 16%, нефтенасыщенно-
стыо не менее 60% и вязкостью нефти 15—50 мПа. Однако результаты прове-
денных в Татарстане исследований позволяют существенно расширить диа-
пазон применения этого общепризнанного высокоэффективного МУН. Метод
может достаточно эффективно применяться в высокопроницаемых терри-
генных коллекторах, в которые удается закачать воду (если приемистость
скважины по воде не менее 300 м3/сут). В Татарстане это условие обеспечи-
вается при вязкости нефти до 150 мПа с. Низкая нефтенасыщенность плас-
та также не является ограничивающим фактором, что дает возможность ре-
комендовать широкое применение полимерного заводнения по большинству
залежей высоковязких нефтей в терригенных коллекторах и на поздней ста-
202
Раздел в юрой
дии разработки. Необходимым дополнительным условием являются доста-
точные размеры залежей, позволяющие освойть систему впутриконтурного
заводнения.
Анализ полимерного заводнения показывает, что технологический эф-
фект составляет до 1300 т дополнительной нефти па одну тонну реагента, в
среднем - около 400 т, а прирост коэффициента нефтеотдачи может дости-
гать 8 9 пунктов (рис. 7.5). Существенно меньше эффективность полимер-
ного заводнения в карбонатных коллекторах и на поздней стадии разработки
залежей.
Более эффект ивной является закачка сшитых полимерных систем (СПС).
Сущность метода с применением СПС заключается в следующем: краство-
ру полиакриламида добавляют небольшое количество (сотые доли процен-
та) сшивающего агента, под действием которого происходит структуриро-
вание («сшивка») макромолекул полимера в пористой среде с образовани-
ем геля в зонах высокой проницаемости пласта или в трещинах, куда в
основном проникает СПС при закачке в скважину.
В качестве сшивающего компонента используется в основном ацетат
хрома, но могут применяться и другие сшиватели. Эффективность исполь-
зования водорастворимых полимеров и композиций на их основе зависит
как от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и опти-
мальности технологических решений при закачке растворов, так и от свойств
полимера и других закачиваемых в пласт систем. Существенно влияют на
свойства полимеров в пластовых условиях температура, состав пластовых
вод, сдвиговое напряжение, бактериальное воздействие, как правило, при-
водящие к ухудшению эксплуатационных свойств закачиваемых растворов.
В настоящее время разработаны и успешно применяются следующие ос-
новные технологии увеличения нефтеотдачи пластов с использованием по-
лимеров:
1) закачка растворов полимера (полимерное заводнение);
2) воздействие па пласт с использованием «сшитых» полимеров;
3) полимерное заводнение в сочетании с вязкоупругими составами (ВУС);
4) воздействие на призабойную зону пласта ВУС;
5) полимерное заводнение в сочетании с другими физико-химическими
методами.
Технологии полимерного воздействия испытаны и применяются в про-
мышленных масштабах на месторождениях Самарской области, Башкорто-
стана, Татарстана, Удмуртии, Зап. Сибири и других нефтедобывающих ре-
гионов страны.
Закачка полимерных растворов осуществлялась па объектах, располо-
женных в различных нефтегазоносных провинциях. Пласты были пред-
ставлены терригенными и карбонатными коллекторами, различались по
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
203
проницаемости (0,075-0,96 мкм2), вязкости нефти в пластовых условиях
(2,1-36,0 мПа • с), пластовой температуре (24-68°С). Полимерное заводне-
ние применялось на различных стадиях разработки месторождений. Резуль-
таты промышленного применения полимеров на наиболее крупных объек-
тах, приведенные в работе [ 158], представлены в табл.7.3.
Полимерное заводнение - один из эффективных методов увеличения ко-
нечной нефтеотдачи пластов и ограничения объемов попутно добываемой
воды Область применения его весьма широка.
Условные обозначения:
слияния пластов
Ж97
скважина
скважина
Отсутствие коллектора
Дата: 03-10.1985г
Количество реагента - 70 тонн.
Объем пор - 805 тыс м3
Начальные запасы нефти 914 тыс.т
Объем оторочки 8.3%
Обводненность до закачки 80%
AQh = 52.5 тыс.т (750 т/т)
б) Характеристика вытеснения опытного участка залежи № 31
Рис. 7.5. Схема расположения скважин опытного участка залежи №31
Ромашкинского месторождения по закачке раствора полимера
204
Раздел второй
Таблица 7.3
Месторождение Пласт Год начала реал-ции Число скважин под воздействием Удельная эффектив- ность, т/т
нагнета- тельных добывающих
Орлянское А3А4 1969 9 35 1551
Сосновское А3А4 1978 15 31 191
Дерюжевское А2А3 1987 3 15 721
Б2В! 1983 13 36 4950
Радаевское б2 1991 6 36 1031
Козловское а4 1985 6 23 10000
Кулешовское Ад А] Аг 1983 5 29 11571
Ромашкинское бобрик.?. 1981 - - 493
Арланское бобрик.г. 1981 8 46 125
Повышение эффективности полимерного заводнения в будущем связано
с улучшением реологических свойств и стойкости в условиях полимерных
растворов нефтегазоводонасыщенных пластов. В этом направлении выпол-
нены значительные работы в БашНИПИнефти. На рис.7.6 представлены воз-
можные варианты совершенствования процессов воздействия на пласт с
применением ПАА, предложенные А.А.Газизовым, с использованием зави-
симости ионного состава от плотности воды [ 158].
Рис 7.6. Совершенствование процессов воздействия с применением ПАА
(по А А Газизову)
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
205
7.1.1. (2). Технологии повышения выработки слоисто-неоднородных
пластов с применением эфиров целлюлозы (ЭЦ)
С целью увеличения коэффициента охвата пластов заводнением разрабо-
таны в институте «ТатНИПИнефть» и внедряются на нефтяных месторожде-
ниях Татарстана и других районов страны технологии повышения выработ-
ки обводненных слоисто-неоднородных продуктивных пластов с примене-
нием составов на основе экологически чистых и безвредных эфиров
целлюлозы [166].
Предложены технологии с использованием составов па основе простых
эфиров целлюлозы (ЭЦ), в частности метилметилцеллюлозы, оксиэтилцел-
люлозы, гидрооксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилцеллюлозы и др. Досто-
инством методов является возможность их применения на высокообводнен-
ных залежах, находящихся в поздней стадии разработки, а также простота
исполнения и достаточно высокая эффективность. Водные растворы эфиров
целлюлозы обладают связывающей, эмульгирующей, смачивающей и адге-
зионной способностями и имеют вязкость от 4 до 300 мПа • с.
В скважину эфиры целлюлозы закачиваются в виде дисперсии. В пласте
под действием различных факторов (температура, изменения pH, ионы ме-
таллов) происходит загущение закачиваемой воды (растворов эфиров цел-
люлозы), вплоть до образования гидрогелей различной степени подвижнос-
ти. Добавление в раствор сшивателя (ионов металлов) позволяет целенап-
равленно регулировать свойства раствора. Благодаря этому технология
применима на любой стадии разработки.
При применении эфиров целлюлозы без сшивателя на относительно ран-
ней стадии заводнения происходит загущение закачиваемой воды без обра-
зования гидрогеля. На этой стадии из-за снижения подвижности закачивае-
мого агента происходит общее выравнивание фронта вытеснения нефти.
В результате повышается степень охвата пласта заводнением.
На поздней стадии разработки при высокой степени обводненности про-
дуктивного пласта под воздействием ионов металлов, содержащихся в пла-
стовой воде, происходит образование гидрогеля. Подвижность геля снижа-
ется, особенно на участках, где закачивается пластовая (сточная) вода и при
приготовлении раствора эфиров целлюлозы на минерализованной воде. Для
образования более стойких (неподвижных) гидрогелей могут применяться
сшиватели.
Закачка состава на основе ЭЦ основана на образовании неподвижной
или малоподвижной высоковязкой оторочки в промытой обводненной час-
ти пласта за счет сшивателей (поливалентные катионы: Fe3+, Al3', Сг3+ и др.),
температуры, pH и других факторов.
В результате образования малоподвижных и неподвижных гелей проис-
ходит блокирование поступления воды в промытые зоны пласта и поступле-
206
Раздел второй
лие закачиваемой воды в зоны, слабо охваченные воздействием. Благодаря
закачке довольно больших объемов растворов целлюлозы (2000 м3 и более)
перераспределение фильтрационных потоков происходит не только в приза-
бойной зоне скважины, по и надостаточно большом удалении от скважины.
Закачка составов в продуктивный пласт приводит к изменению направ-
ления гидродинамических потоков и не оказывает влияния на флору и фау-
ну. Они вступают в реакцию с породой, не нарушая ее монолитности.
Технологии не требуют изменения существующих систем воздействия
на продуктивный пласт и осуществляются с использованием дозировочной
установки, разработанной также в ТатНИПИнефть.
В одной из технологий используются составы на основе мет илцеллюло-
зы (-С6Н7О,(ОСН3)Х((ОН)3 X)-Jn (реагент нетоксичен, физиологически инер-
тен, без запаха и вкуса) с концентрацией от 0,1 до 2 вес.% и добавок в
водной среде, которые в пористой среде образуют коллоидные гидрогели
под влиянием температуры. Они при значительных перепадах давления об-
ладают способностью медленно двигаться в промытых высокопроницаемых
зонах, тем самым нагнетаемая вода медленно продвигает их в пласт, не об-
гоняя фронт вытеснения. Создаваемые составами сопротивления достаточ-
но высоки вследствие наличия в них гель-фракции (рис. 7.7).
Разработана технология повышения выработки продуктивных пластов за
счет увеличения охвата их заводнением с использованием составов на ос-
нове гидроксиэтилцеллюлозы (-С6Н7О2(ОН), (ОСН2СН2ОН2) -Jn или кар-
боксилметилцеллюлозы, или в сочетании друге другом. В основу техноло-
гии заложено применение составов при заводнении продуктивных пластов
сточными (минерализованными) водами. Состав в виде дисперсии закачи-
вается в обводненные высокоироницаемые зоны продуктивного пласта, и
образующийся в пласте гель (вязкоупругая система) отключает их из разра-
ботки. В качестве сшивателя используются поливалентные катионы (Fe3+,
Л13+, Сг34 и др.). Технологическая эффективность составляет до 1500 т до-
полнительной нефти на одну тонну закачанного реагента, а в среднем около
400 т на тонну, прирост нефтеотдачи - до 8 пунктов.
Технологии закачки эфиров целлюлозы обладают достаточно высокой
эффективностью для повышения нефтеотдачи залежей, находящихся на по-
здней стадии разработки. Метод позволяет повышать нефтеотдачу высоко-
обводненных участков, т.е. в условиях доотмыва остаточной нефти.
Закачка эфиров целлюлозы имеет более высокие перспективы, так как
этот метод, во-первых, может применяться на более обводненных участках,
чем полимеры, во-вторых, в настоящее время в г.Владимире налажен вы-
пуск более дешевого и качественного отечественного реагента под маркой
сульфацел. В отличие от полимеров этот реагент на одном и том же участке
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
207
может использоваться многократно с высокой (не менее первого раза) эф-
фективностью, что было доказано на Ромашкинском месторождении рабо-
тами совместного российско-французского предприятия «Татольпетро»
а) Схема расположения скважин
Дата: 04-06.1984г.
Количество реагента - 32 тонны
Объем пор: 9742 тыс.м3
Начальные запасы нефти -
4584,2 тыс.т
Объем оторочки 0,04%
Обводненность до закачки 88,3 %
ДОн=16 тыс.т (500т/т)
Условные обозначения:
Песчаник
обводненный
Песчаник
промытый
Добывающая
скважина
Нагнетательная
скважина
Линия
выклинивания
коллекторов
ДО = 16.8 тыс.т
ДО =15.5 тыс.т
б) Характеристика вытеснения по опытному участку
Рис. 7.7. Опытный участок нагнетательных скважин 2а, 64 и 17 Зай-Каратайской
площади Ромашкинского месторождения по закачке метил целлюлозы
7.1. 7.(3). Закачка тлимер-дисперсных систем
Закачка полимер-дисперсных систем является наиболее распространен-
ным и высокоэффективным способом увеличения нефтеотдачи на поздней
стадии разработки месторождений путем регулирования процессов завод-
нения. Сама идея, начало и становление этих работ принадлежат проф.
А.Ш. Газизову, развитие метода применительно к разнообразным геологи-
208
Раздел второй
ческим условиям —д.т.н. А.А. Газизову [156,158]. Другие же исследовате-
ли, применяющие различные композиции для реализации этой идеи, по су-
ществу работали над совершенствованием методов, по сущность всех их
оставалась одна — повышение охвата залежи заводнением за счет повыше-
ния фильтрационного сопротивления заводненных зон пласта.
Принцип действия ПДС па пефте-водопасыщеппую породу основывает-
ся на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон кол-
лектора. При взаимодействии полимеров и частиц глинистой суспензии, а
также дисперсных частиц пород продуктивного пласта в пористой среде и
трещинах с водой образуются полимермиперальные комплексы, обладаю-
щие водоизолирующими свойствами. Превращение дисперсных частиц в
водоизолирующую массу приводит к значительному увеличению фильт-
рационного сопротивления обводненных зон коллектора, снижению сте-
пени неоднородности пласта по проницаемости и росту охвата его завод-
нением.
Под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходит перераспре-
деление фильтрационных потоков как по разрезу, так и по площади залежи,
подключение в процесс разработки неработающих прослоев, а в итоге —
увеличение конечной нефтеотдачи на 1,5-5%.
В технологическом отношении способ заключается в последовательном
нагнетании в высокообводпенный и промытый водой пласт слабоконцентри-
рованных растворов полимеров и водной суспензии глины. В механизме
образования ПДС в пластовых условиях важную роль играет полимер, под
воздействием которого происходит флокуляция частиц глины с потерей гра-
витационной устойчивости. Наличие иопогеппых групп в полимерной цепи
обеспечивает достаточно высокую адгезионную связь ее не только с повер-
хностью нор и трещин, но и с Гвердыми частицами пород и частицами гли-
нистой суспензии. Являясь полифупкциональными, они оказывают различ-
ное воздействие па устойчивость твердых частиц.
Применение полимер-дисперспых систем основано на повышении филь-
трациошюго сопротивления обводнению. Механизм воздействия ПДС зак-
лючается в уменьшении проницаемости обводненных интервалов пласта в
результате осаждения полимер-минеральпых комплексов на стенках пор
вследствие флокуляции тинистых частиц полимерами (полиакриламидами).
Механизм действия ПДС подтвержден результатами физико-химических
исследований, математического и физического моделирования пластовых
процессов.
Седиментационным анализом и с помощью телевизионного микроскопа-
анализатора установлено, что:
—размеры частиц ПДС сопоставимы с размерами пор пласта;
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
209
— объем образующегося осадка ПДС пре-
вышает объем осевших глинистых частиц в
отсутствии полимера в 1,5-2,5 раза (рис. 7.8);
- минерализация пластовых вод практи-
чески не влияет па характер распределения
частиц ПДС по размерам, что является пред-
посылкой применимости ПДС практически на
всех месторождениях Таз аретана;
— образующийся осадок ПДС, в отличие
оз' глины, не размывается водой, что служит
гарантией надежной изоляции прослоев, про-
мытых водой.
Рис.7.8. Зависимость относи-
тельны о осадка полимер-дис-
персной системы от концентра-
ции полимера
Селективный характер ПДС доказан с привлечением метода ядерпо-маг-
нитпого резонанса. Результаты исследований па моделях пористых сред по-
казали, что образование частиц ПДС происходит в основном в промытых
водой крупных порах, более значительно снижая их проницаемость, чем
при воздействии на пористую среду отдельными компонентами. Снижение
доли крупных пор в процессе фильтрации приводит под действием ПДС к
вовлечению в фильтрацию более мелких пор (рис.7.9).
Распределение частиц:
- глины (3),
- полимер-дисперсной системы (1)
- пор естественного керна (2) по размерам
Условные обозначения:
«свободная» вода
«связанная» вода
полимер
Рис. 7.9. Распределение НДС
и ее компонентов в пори спой среде
после доотмыва водой, определенное
с применением метода ядерпо-магнит-
ного резонанса
210
Раздел второй
На основании проведенных исследований Л.Ш.Газизовым разработана
технология применения ПДС, заключающаяся в последователыю-чередую-
щейся закачке растворов полиакриламида и тины через нагнетателы ,ые или
добывающие скважины. При этом процесс закачки может производиться
как в приостановленную скважину, так и в находящуюся под нагнетанием.
Для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением разра-
ботана технология воздействия на продуктивные пласты, основанная на из-
менении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора по-
лимер-дисперсной системы, состоящей из полимеров и дисперсных частиц
горных пород.
При взаимодействии полимеров (полиакриламида - ПАА) и частичек гли-
нистого вещества (бентонита, монтмориллонита) происходит образование
флокул полимер-дисперсной системы. В процессе флокуляции молекула
полимера адсорбирует на себе несколько частичек глины (размером 2—4
микрона), а образующиеся флокулы ПДС по размеру приближаются к раз-
меру поровых каналов. По результатам проведенных экспериментов уста-
новлено:
- остаточный фактор сопротивления, создаваемый в пористой среде ПДС,
в отличие от полимера возрастает с увеличением проницаемости пористой
среды (рис.7.10);
—блокирование высокопроницаемого пропластка гюлимердисперсной си-
стемой приводит к перераспределению скоростей фильтрации по пропласт-
кам и повышению нефтеотдачи пласта (рис.7.11);
- при совместном закачивании глины и полимера в пласте образуются
устойчивые гаинополимерные комплексы, которые сохраняют низкую под-
вижность воды значительно дольше, чем при закачивании их в отдельности
(рис. 7.12а);
—прирост коэффициента нефтеотдачи
в зависимости от соотношения проница-
емости пропластков составил 7,2-22,5%,
в то время как данная технология при-
менялась на опытных участках с теку-
щим коэффициентом нефтеотдачи 37-
50% при обводненности добываемой
продукции в пределах 70-99%.
В ходе исследований на опытных уча-
стках установлено, что при закачке ПДС
Рис 7.10. Зависимость
остаточного фактора сопротивле-
ния от проницаемости пористой
среды для ПДС (1) и раствора
полимера (2)
происходит увеличение охвата пластов
заводнением за счет подключения ранее
не работавших пропластков, что и обес-
печивает прирост добычи нефти. При этом
были сделаны следующие выводы.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
211
1) Эффективность ПДС зависит от степени неоднородности разреза
(рис. 7.126):
- в однопластовом разрезе, т.е. при коэффициенте расчлененности, рав-
ном единице (n = 1), эффект минимальный или отсутствует (таких разрезов
в условиях месторождений Татарстана около 25% и применение ПДС в этих
пластах будет менее эффективным, но при большой мощности пласта он
может быть и достаточно большим);
Кривые изменения:
1 - нефтеотдачи и
коэффициента вытеснения
2 - обводненности продукции
3 - скорости фильтрации
оторочки:
I - раствора полимера
II - глинистой суспензии
Рис. 7.Н. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного
пласта с применением полимер-дисперсной системы
объем прокачанной жидкости, п.о.
отношение проницаемостей пропластков:
1-7, 2-10, 3-13, 4-20
е закачка ПДС
Рис. 7.12. а) Изменение подвижности
жидкости в высокопроницаемом пропла-
стке модели неоднородного пласта после
закачки оторочек раствора ПАА и сус-
пензии глины отдельно и совместно
Рис. 7.12 б). Изменение нефтеотдачи
в результате закачки ПДС в модели
неоднородного пласта с различным
соотношением проницаемостей
пропластков
212
Раздел второй
— в пластах, в разрезе которых коэффициент расчлененности равен 2-3,
эффект составляет до 3300 т нефти на одну скважино-обработку;
— при более неоднородном разрезе эффективность применения ПДС бо-
лее высокая и составляет до 13600 т нефти на одну скважино-обработку;
— проницаемость малоохваченных или неохваченных пропластков в раз-
резе должна быть ниже проницаемости основного пласта не менее чем
в 2 раза.
2) Эффективность применения ПДС зависит от литологического состава
пропластков. Если не охваченные заводнением пропластки представлены
песчаниками проницаемостью более 0,1 мкм2, эффект от применения ПДС
проявляется через 3-6 месяцев, а если слабопроницаемыми пластами, то
через 9-15 и более месяцев.
На рис. 7.13 показана эффективность закачки ПДС на залежи 31 бобри-
ковского горизонта Ромашкинского месторождения, а на рис. 7.14 — изме-
нение профиля приемистости после закачки ПДС на залежи №8.
Рис. 7.13. Характеристика вытеснения нефти на опытном участке закачки НДС
в нагнетательную скважину залежи №31 Ромашкинского месторождения
Направлением дальнейших исследований А.Ш. Газизова и А.А. Газизо-
ва было улучшение процесса регулирования выработки пластов с примене-
нием ПДС. Эффективность применения ПДС для регулирования заводнения
нефтяных залежей и увеличения конечной нефтеотдачи пластов зависит от
остаточного фильтрационного сопротивления промытых водой высокопро-
ницаемых прослоев продукт ивного пласта. Поэтому возникает задача регу-
лирования техноло! ических параметров ПДС с применением модифициру-
ющих добавок. Таким образом, модифицирующие химреагенты вводятся в
поровое пространство пласта или в ПДС для улучшения структурно-меха-
нических свойств и повышения эффективности воздействия на обводнен-
ные зоны пласта. ПДС является самоорганизующейся системой, и модифи-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 213
цирующие добавки принимают участие в ее формировании не только в про-
странстве, но и во времени.
В качестве модифицирующих добавок изучались такие известные в про-
цессах добычи нефти реагенты, как СаС1„ AlCLj, ЩСПК, К2Сг,О7.
Были отработаны и применяются на основе базовой технологии ПДС сле-
дующие МПДС [ 150]:
— ПДС со стабилизирующими добавками;
— ПДС с гелеобразующими компонентами (ГОК);
- ПДС с регулируемыми свойствами;
— модифицированная технология на основе ПДС и хлористого кальция
(СаС12);
- ПДС с кальцинированной содой (Na Со3);
— ПДС с сульфированным тощим абсорбентом (СТА);
- ПДС с алюмохлоридом (А1С13);
- модифицированная технология (Ml 1ДС) на основе ПДС и щелочных
стоков капролактама (ЩСПК),
- модифицированная технология (МПДС), основанная на последователь-
ном применении ПДС и водных растворов ПАВ;
- модифицированная технология (МПДС), основанная на последователь-
ном применении ПДС и нефтеотмывающих композиций на основе ПАВ и
других химических продуктов.
Карта разработки опытного участка
Изменение профиля приемистости скв № 16671
Условные обозначения:
Характеристика вытеснения для участка
с нагнетательной скважиной 16671
Рис. 7.14. Опытный участок по закачке ПДС залежи №8
Ромашкинского месторождения
Добывающая скважина
Нагнетательная скважина
Терригенные коллекторы
-I I Г* Отсутствие коллектора
Интервал перфорации
214
Раздел второй
Модифицированные технологам ПДС (МПДС), во-первых, повышают
технологический эффект от их применения, во-вторых, расширяют условия
применения этих технологий на различные категории трудноизвлекаемых
запасов, в-третьих, способствуют удельному снижению затрат на тонну до-
полнительной добычи нефти.
Из терригенных отложений девона Ново-Елховского месторождения при
высокой обводненности (около 90%) и низких дебитах скважин по нефти
(около 4 т/сут) на одну обработку в среднем получено 1,5 тыс.т дополни-
тельной нефти. Это замечательный результат на истощенных вследствие дли-
тельной разработки участках. Еще большая эффективность получена на за-
лежах гор-ДДо Ромашкинского месторождения, где дополнительная добы-
ча нефти составляет до 3 тыс. т и более на одну обработку. Существенно
большая эффективность достигнута на месторождениях Зап.Сибири: на Урь-
евском месторождении более 5 тыс. т, на Поточном более 17 тыс. т, на Локо-
совском около 22 тыс. т на одну обработку. А на Самотлорском месторож-
дении применение ПДС с ПАВ позволило получить дополнительную добычу
от 6,5 до 75,7 тыс. т, в том числе за счет ПАВ от 0,75 до 7,5 тыс. т, ПДС от
5,7 до 73,8 тыс. т на одну обработку. Увеличение КИН составило 0,58-3,67
пункта [158]. Более высокая эффективность технологий на основе ПДС
объясняется тем, что значение остаточного фактора сопротивления выше для
полимиктовых коллекторов по сравнению с мономинеральными кварцевы-
ми породами.
На залежах высоковязкой нефти бобриковского горизонта Ромашкинс-
кого месторождения применение ПДС позволило получить дополнительную
добычу на одну обработку от 500 до 10 тыс. т и более, в среднем 5557 т. На
Бавлинском месторождении дополнительная добыча на одну обработку со-
ставила в среднем 5636 т. На залежи бобриковского горизонта Ильмовского
месторождения с вязкостью нефти 110 мПа- с на одну обработку получено
до 10 тыс. т, а в среднем 1,5-3 тыс. т.
Применение МПДС на залежах Волго-Уральской провинции, представ-
ленных весьма неоднородными малопродуктивными коллекторами, позво-
лило получить дополнительно от 600 до 3300 т, а в среднем 1680 т на одну
обработку.
Приведенные данные свидетельствуют о больших возмож! юстях техно-
логий на основе ПДС для дальнейшего их совершенствования и более глу-
бокого исследования процессов вытеснения нефти в различных геолого-
физических условиях с подбором новых композиций с другими реагента-
ми. В настоящее время, пожалуй, это самый перспективный МУН для поздней
стадии разработки, так как он позволяет многократно использовать его на
одних и тех же скважинах и имеет большие возможности для совершен-
ствования.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
215
Этот метод разработан известным ученым А.Ш.Газизовым и в настоя-
щее время развивается созданной им фирмой «Иджат» под руководством
A.LU. Газизова и его сына А.А.Газизова. Данная фирма обеспечивает ис-
следования по дальнейшему совершенствовапиюуказанного высокоэффек-
тивного метода, научному сопровождению его внедрения и анализу резуль-
татов, выполненных работ в различных геолого-физических условиях. В
этом залог дальнейших успехов применения метода.
7.1.1. (4). Закачка коллоидно-дисперсных систем (КДС)
В данной технологии использована идея ПДС по блокированию закачки
воды в промытые высокопропицаемые пласты [ 159].
Технология предусматривает создание водоограпичивающих барьеров в
высокопропицаемых зонах продуктивного пласта и перераспределение пос-
ледующего заводнения па неохваченные вытеснением нефтенасыщенные
зоны. Создание таких барьеров осуществляется путем закачки в нагнета-
тельные скважины композиции на основе полиоксиэтилена (ПОЭ) и бенто-
нитового глинопорошка (БГП).
Композиции па основе ПОЭ и БГП имеют следующий компонентный со-
став: БГП - 10—30%, ПОЭ - 0,01-0,05%, остальное — вода. Расход компо-
нентов и объем закачиваемой композиции в каждом конкретном случае под-
бираются в зависимости от геолого-технической характеристики обрабаты-
ваемой скважины.
7. /. 1.(5). Закачка волокнисто-дисперсных систем (ВДС)
Технология, разработанная НПП «Нефтегазтехнология», предназначена
для повышения нефтеотдачи пористо-трещиноватых карбонатных и нео-
днородных терригенных коллекторов на поздней стадии разработки. В ка-
честве исходных материалов для реализации технологии используются
древесная мука и глинопорошок. Древесная мука представляет собой про-
дукт сухого механического измельчения древесины, хорошо суспензиру-
ющийся в воде. В качестве глинопорошка может быть использована и ка-
рьерная глина.
Технология увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи высокооб-
водненных послойно-неоднородных пластов с применением волокнисто-
дисперсной системы (ВДС) заключается в последовательно чередующейся
закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий древес-
ной муки и глины. Древесная мука (ДМ), поступающая в высокопроницае-
мые прослои неоднородного пласта, благодаря наличию на своей поверхно-
сти тончайших волокнистых ответвлений - фибрилл, за счет сил физическо-
го взаимодействия закрепляется настенках пор. Более мелкие частицы глины,
216
Раздел второй
при нагнетании их вслед, задерживаются фибриллами древесной муки, в
результате чего образуется стойкая к размыву структурированная волокни-
сто-дисперсная система и уменьшается сечение промытых каналов породы
пласта. С течением времени древесная мука и глина предельно набухают,
усиливая закупоривающий эффект.
Древесная мука (ДМ) не подвергается деструкции, не обладает биоцид-
ными свойствами, экологически чиста и ее производство основано на ис-
пользовании ресурсообеспеченпых материалов. Технология эффективна при
любой минерализации и температуре пластовых вод, может применяться в
пластах как порового, так и трещиновато-порового типа
Как показали исследования, применение ДМ с массовым содержани-
ем свыше 1,5% нецелесообразно из-за резкого увеличения вязкости сис-
темы и значительного ухудшения фильтруемости. Вязкость водных сус-
пензий 0,2 0,5%-ной концентрации по массе составляет при температуре
20-25°С от 20 до 60 мПа-c. Проведенные эксперименты [160] показали, что
ВДС имеет высокие структурно-механические характеристики, а именно:
адгезия к породе пласта составляет 0,3 -2,9 кПа, статическое напряжение
сдвига - 0,2 2,3 Н/м. Указанные характеристики обеспечивают стойкость
системы в пластовых условиях в течение длительного времени.
Удельная технологическая эффективность применения ВДС на месторож-
дениях Татарстана в среднем составляет 2856 т нефти на одну скважино-
обработку [30, 150, 174, 175].
7.1.1. (6). Закачка структурообразующих составов (СОС)
ДНПХ-1 иДНПХ-3
Технологии, разработанные НПП «Девон», заключаются в закачке эколо-
гически безопасного состава композиции на основе водорастворимых по-
лимеров и модифицированного бентонитового глинопорошка с адсорбиро-
ванными на поверхности ионами поливалентных металлов.
Применяются для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на раз-
личной стадии разработки. Эффект достигается путем искусственного умень-
шения естественной геологической неоднородности пласта на стадии разра-
ботки месторождений в условиях активного заводнения. В качестве водора-
створимых полимеров могут быть использованы полиакриламид,
водорастворимые эфиры целлюлозы, биополимеры и др.
Технология получения СОС предусматривает ввод в полимерную систе-
му гелеобразующих ионов поливалентного металла, адсорбированных на
поверхности глинопорошка и способных в пластовых условиях образовы-
вать поперечные связи с полимерной массой, что в свою очередь приводит
к образованию устойчивой к размыву полимердисперсной системы.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
217
Исследования на нефтеводонасыщенных моделях пористых сред пока-
зали:
— введение композиции приводит к образованию структурированной по-
лимерной массы в более проницаемых пропластках и, как результат, в них
наблюдается уменьшение скорости фильтрации, что приводит к перераспре-
делению фильтрационных потоков при дальнейшем вытеснении водой и уве-
личению коэффициента нефтеотдачи в среднем на 10-15 пунктов;
— применение для структурирования полимера и бентонитового глинопо-
рошка с адсорбированными на поверхности ионами поливалентного метал-
ла исключает попадание токсичных ионов в водные флюиды;
—технология закачки СОС в основном предусматривает применение се-
рийного нефтепромыслового оборудования, используемого при полимер-
ном заводнении.
7.1.1.(7). Закачка полимер-органической суспензии (ПОРС)
Технология предназначена для повышения нефтеотдачи месторождений,
разрабатываемых с применением заводнения, и заключается в закачке ото-
рочки полимер-органической суспензии (ПОРС) в высокопроницаемые зоны
и трещины пластов.
ПОРС представляет собой суспензию органической муки в полимерном
растворе, ее воздействие основано на снижении проницаемости промытых
высокопроницаемых зон и трещин пластов за счет образования устойчиво-
го к размыву осадка суспензии, благодаря чему происходит перераспреде-
ление фильтрационных потоков и подключение в разработку ранее не охва-
ченных зон продуктивного горизонта.
Технология проста в реализации, предполагает использование существу-
ющего нефтепромыслового оборудования Используемые в технологии ма-
териалы экологически чистые.
По сравнению с аналогичными технологиями (ПДС и КДС) суспензия
ПОРС является органической и подвержена биоразложепию, вследствие чего
обработанные ранее пласты могут быть возвращены в разработку. Кроме
того, в зависимости от проницаемости пластов и величины трещин размеры
частиц суспензии изменяются, тем самым обеспечивается более эффектив-
ное воздействие на пласт.
7.1.1. (8). Закачка тонкодисперсной активизированной суспензии (ТАС)
Технология заключается в чередующейся закачке в нагнетательные сква-
жины водных оторочек активированных измельчением твердых частиц в
суспензии и добавок, стабилизирующих систему в условиях высокообвод-
ненных неоднородных пластов. Размеры активированных материалов (не-
218
Раздел второй
обходимую степень помола) определяют из соотношения d> 0,1 £>п, где d—
средний размер частиц, мкм; £> — осредпеппый размер диаметра пор, мкм.
Механическую активацию производят в специально разработанных для
этой цели энергопапряженных планетарных активаторах-измельчителях с
центробежной силой, относительно силы тяжести 20-40. К данному классу
измельчителей относятся мельница Бредли (ЮАР) и ее зарубежные аналоги.
Механическая активация в присутствии добавок приводит к изменению
их физико-химических характеристик в результате внедрения металлов в
аморфизированные слои измельчаемых материалов, благодаря образованию
структурных дефектов. Изменение физико-химических характеристик мате-
риалов влияет па эффективность магнитной и электростатической сепара-
ции, фильтрации, флокуляции и других технологических процессов. При
взаимодействии с водой такие материалы способны в значительном количе-
стве выделять атомарный водород, являющийся активным восстановителем.
Эффект достигается за счет вовлечения в разработку низкопропицаемых зон,
не охваченных заводнением и содержащих подвижную нефть.
Способ эффективен при любой минерализации пластовых вод и темпера-
туре пласта в условиях трещишю-поровых, неоднородных по проницаемос-
ти коллекторов при обводненности добываемой продукции более 80%.
При реализации способа используются дешевые, экологически чистые
материалы, имеющие широкую сырьевую базу.
7.1. 7.(9). Силикат-полимерный гель (СПГ)
Технология, разработанная РМНТК «Нефтеотдача», предназначена для
снижения обводненности добывающих скважин и увеличения нефтеотдачи
пластов, разрабатываемых с использованием заводнения.
В основе технологии — блокирование высокопроницаемых обводненных
зон и трещин неоднородного пласта гелем, образующимся в результате пос-
ледовательной закачки в пласт оторочек пресной воды, силикатного раство-
ра и гелеобразующей композиции с выдержкой последней до образования
геля, с дальнейшим вводом скважины под нагнетание.
При применении данной технологии устраняется прорыв воды к добыва-
ющим скважинам, вовлекаются в разработку низкопроницаемые участки
пласта.
Технология может быть реализована на месторождениях, заводняемых
пресной или слабоминерализованной водой со средней приемистостью сква-
жины не менее 500 м3/сут.
Исходные компоненты для технологий селективной изоляции высокопро-
ницаемых зон пласта: вода пресная техническая; силикат натрия (жидкое
стекло); полиакрилонитрил (гипан); полиакриламид (импортный); соляная
кислота; едкий натр.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
219
Силикатный раствор состоит из 2—10% жидкого стекла, вязкость раство-
ра — 1—3 мПа • с. Гелеобразующий раствор состоит из 2—10% жидкого стек-
ла, 0,01—0,3 полимера, 0,2—0,9% соляной кислоты и воды. Вязкость раство-
ра - 1-10 мПа с. в качестве растворителя геля применяется 10-20%-ный
раствор едкого натра в технической пресной воде. Плотность раствора —
1,1-1,21 г/см3.
7.1.1.(10). Чередующаяся закачка нефти и воды
Одним из способов разработки залежей нефти в терригенных коллекто-
рах, содержащих высоковязкую нефть, является метод, основанный на вы-
теснении нефти из пластов поочередной закачкой в них оторочек воды и
нефти, добываемой на этом же месторождении.
Сущность метода заключается в следующем: при продвижении нефтя-
ных оторочек в пласте за счет фильтрационных сопротивлений уменьшает-
ся подвижность всей вытесняющей среды, замедляется прорыв воды в
добывающие скважины, т.е. происходит выравнивание фронта вытесне-
ния, что позволяет повысить охват заводнением по толщине пласта и его
нефтеотдачу.
Метод разработан сотрудниками ТатНИПИнефти и объединения «Тат-
нефть». Как показали теоретические исследования, эффективность предло-
женной технологии разработки по сравнению со способом вытеснения не-
фти водой возрастает с увеличением вязкости пластовой нефти.
Лабораторные исследования способа чередующейся закачки воды и вы-
соковязкой нефти выполнялись с целью решения вопроса: возможны ли
потери закачиваемой в пласт нефти из-за адсорбционных или других физи-
ко-химических процессов, если закачиваемая нефть добывается на том же
месторождении, на котором осуществляется ее закачка.
По результатам проведенных опытов сделан вывод, что закачанная нефть,
ранее добытая из этого пласта, не теряется в пласте из-за адсорбции или воз-
никновения при ее движении каких-либо физико-химических процессов.
Метод испытывался на Ильмовском месторождении. Здесь продуктив-
ные пласты представлены бобриковскими отложениями нижнего карбона.
Проницаемость изменяется от 0,14 до 2,76 мкм2, а пористость от 16,0 до
28,9 %. Пласты достаточно неоднородны.
Вязкость нефти от 75 до 165 мПа • с, плотность - от 878 до 905 кг/м3,
газовый фактор от 6,47 до 12,8 м3/т, содержание асфальтенов — 5—11%,
смол - 5-24% (по массе).
Из-за высокой вязкости нефти обычные методы заводнения на этом мес-
торождении обеспечивают лишь невысокую степень нефтеизвлечения: пла-
нируемый конечный коэффициент нефтеотдачи не превышает 0,2 при отно-
сительно высоких коллекторских свойствах и толщинах пласта. Влияние
220
Раздел второй
вязкости нефти проявляется прежде всего в величине остаточной иефтена-
сыщенности, оцениваемой по керну и ГИС. Такая низкая степень промывки
обеспечивает получение низких коэффициентов вытеснения - 0,39.
По результатам определений опытного участка коэффициент охвата плас-
та воздействием нагнетательных скважин (до эксперимента) составил 0,46.
В 1981-1985 гг. в двух девятиточечных элементах было проведено
76 циклов закачки воды и нефти, закачано 312 тыс.м3 воды и 33 тыс.т высо-
ковязкой нефти (рис. 7.15). Оценка эффективности проведенных мероприя-
тий, выполненная путем сравнения показателей опытных и контрольных уча-
стков, показала увеличение коэффициента безводной нефтеотдачи и коэф-
фициента охвата продуктивного пласта заводнением.
На основании опытно-промышленных работ на участке Ильмовского
месторождения (бобриковский горизонт, вязкость нефти 115 мПа с) сдела-
ны следующие выводы:
— при чередующейся закачке воды и высоковязкой нефти коэффициент
безводной нефтеотдачи на 6,6% выше, чем при обычном заводнении;
— коэффициент текущей нефтеотдачи в заводняемом объеме составляет
0,33.
На рис.7.16 а показано повышение охвата заводнением продуктивных
пластов при чередующейся закачке нефти и воды на Ильмовском место-
рождении по разновременным исследованиям профилей приемистости на-
гнетательных скважи! I. На рис.7.16 б - профиль приемистости по контрольно-
му участку.
Положительные результаты, полученные как при лабораторных, так и при
промысловых исследованиях, дают основание предполагать, что метод че-
редующейся закачки воды и нефти с целью повышения коэффициента неф-
теизвлечения на Ильмовском участке достаточно эффективен.
Метод перспективен для разработки залежей высоковязких нефтей в вы-
сокопроницаемых пластах достаточной мощности. Его широкое внедрение
сдерживается чисто психологическими факторами: «Зачем качать в пласт
уже добытую нефть?». Но метод тем не менее перспективен.
7.1.1 .(П).Закачка щелочной полимер-суспензионной
композиции (ЩПСК)
Перспективным методом является закачка щелочной полимер-суспензи-
онной композиции (ЩПСК), которая обеспечивает не только коррекцию про-
филей приемистости нагнетательных скважин (охват заводнением), но час-
тично и доотмыв нефти из обводненных интервалов и зон пласта [ 159].
Технология основана на получении структурированных вязкоупругих
систем за счет специальных добавок химреагентов (щелочи) и глинистых
торфяных частиц в полимерные растворы.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
221
Преимущества ЩПСК по сравнению с рядом других методов:
- большой объем осадка при прочих равных условиях;
- возможность обрабатывать пласты с более низкими значениями прони-
цаемости;
— повышенная устойчивость к высокой минерализации пластовой воды;
— возможность продвигаться по пласту, увеличивая тем самым нефтеот-
дачу по промытым зонам.
Сущность разработанной технологии заключается в закачке в промытые
зоны пласта чередующихся порций глинистой суспензии, затворенной на
щелочном растворе, и щелочно-полимерного раствора.
Технология ЩПСК может применяться на участках залежей как с терри-
генными, так и с карбонатными коллекторами с проницаемостью не менее
0,1 мкм2, характеризующихся повышенной неоднородностью выработки
запасов нефти, пластовыми температурами 20-95°С, независимо от минера-
лизации пластовых и закачиваемых вод.
Кох.= 0.4 Кох.= 0.7 Кох.= 0 8 Кох = 1.0 Кох.=1,0
А - закачка воды;
Б, В, Г, Д - чередующаяся закачка воды и нефти
Рис. 7.16. а) Профили приемистости скважины №1673
Рис. 7-16. 6) Профили приемистости скважины №3003
(контрольный участок)
222
Раздел второй
7.1.1.(12). Технология воздействия на пласт ГОК с ЩПСК
Технология воздействия на пласт ГОК с ЩПСК предназначена для:
-повышения нефтеотдачи заводненных неоднородных коллекторов в ус-
ловиях высокой обводненности добываемой продукции 70-98%;
-ограничения притока закачиваемых и подошвенных вод в скважины;
— повышения нефтеотдачи пластов с водонефтяными зонами.
При закачке реагентов сопутствующим эффектом является ОПЗ скважи-
ны щелочными и кислотными растворами.
Технология заключается в последовательно чередующейся закачке ГОК
и ЩПСК, образующих в пласте гелеобразную композицию с высокими ад-
сорбционными свойствами. Гелеобразная композиция повышает фильтра-
ционное сопротивление обводненных зон пласта, не разрушается при дей-
ствии солей пластовых вод, устойчива при высокой температуре (150-200°С).
Технология может применяться в терригенных коллект орах с температу-
рой до 200°С, средней проницаемостью пластов более 0,05 мкм2, приемис-
тостью скважин не менее 100 м3/сут.
Лабораторными исследованиями на моделях неоднородного пласта до-
казано, что за счет повышения фильтрационного сопротивления высокопро-
ницаемого пропластка увеличивается охват низкопроницаемого пропластка
воздействием, а в итоге - нефтеотдача. В зависимости от концентрации и
объемов реагентов остаточный фактор сопротивления составил 1,5-4,5, а
прирост коэффициента нефтеотдачи - 2-14% по сравнению с обычным за-
воднением.
7.1.1.(13). Применение биополимеров
Одним из перспективных направлений развития исследований по разра-
ботке технологий увеличения нефтеотдачи пластов является использование
биополимеров (БП) и биоПАВ. Преимуществами этих реагентов являются
более высокая стойкость против механической, термокислотной деструкции
и совместимость с высокоминерализованными пластовыми водами.
К числу новых типов водорастворимых полимеров, которые можно эф-
фективно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся эк-
зополисахариды, являющиеся продуктом жизнедеятельности микроорганиз-
мов и получившие название «биополимеры». Для повышения нефтеотдачи
пластов применяются очень низкие концентрации (0,07-0,005%) биополи-
меров в воде [161].
Ценность биополимеров - экзополисахаридов (ЭПС) - определяется
большой вязкостью раствора при низкой концентрации, сочетаемостью с
различными солями в широком диапазоне pH и температуры, устойчивос-
тью к механической и окислительной деструкции, меньшей чувствитель-
ностью к действию солей и pH растворов, чем ПАА.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
223
Биополимеры устойчивы при температурах до 100-120°С, а некоторые -
даже до 150°С, что перекрывает весь температурный диапазон разрабатыва-
емых месторождений. Они устойчивы в широком интервале изменения pH
среды. Это позволяет применять их как для составления щелочных компо-
зиций, обладающих повышенными нефтевытесняющими свойствами, так и
кислотных со способностью растворения карбонатных коллекторов.
Работы по получению биополимеров ведутся достаточно интенсивно.
Основным недостатком биополимеров является их деструкция, вызываемая
микрофлорой, находящейся в минерализованных пластовых и особенно в
закачиваемых пресных водах. В связи с этим закачиваемые в пласт раство-
ры биополимеров необходимо стабилизировать для предотвращения биоде-
струкции. С этой целью вводятся бактерициды. Эффективен для этих целей
достаточно доступный и сравнительно дешевый формалин.
Разрушение раствора биополимера происходит под действием сероводо-
рода, ионов железа и др. Добавка химреагентов предотвращает эти явления.
Из большего количества полисахаридов микробиологического производ-
ства за рубежом основное внимание уделяется ксантану, склероглюкану и
эмульсану.
Впервые в НИИнефтеотдача разработан технологический процесс увели-
чения нефтеотдачи пластов с использованием биополимера симусан.
1. Закачивание композиций биоПАВ и биополимера «Симусан»
Одним из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи явля-
ется закачка биоПАВ в композиции с биополимером симусан.
Сущность метода основана на создании стойких микроэмульсий биоПАВ
с нефтяной фазой при одновременном увеличении охвата пласта вследствие
присутствия биополимера симусан. Кроме того, полимер обладает высоки-
ми нефтеотмывающими свойствами. В процессе фильтрации композиции в
неоднородной пористой среде реализуется механизм селективной закупор-
ки сравнительно высокопроницаемых зон пласта, приводящий к выравни-
ванию фронта дренирования и увеличению охвата пласта. За счет закачива-
ния композиции ПАВ+симусан наШкаповском месторождении дополнительно
добыто 27814 т нефти [ 162].
2. Композиции на основе биополимеров, биоПАВ и др. реагентов
В композиции с БП симусан растворы биоПАВ обладают еще более вы-
сокими нефтевытесняющими свойствами.
Применение продуктов биосинтеза для повышения нефтеотдачи пластов
базируется на двух основных принципах:
- снижение поверхностного и межфазного натяжения, усиление эмуль-
гирующих свойств, которые способствуют нефтеотмыву, и выравнивание
подвижности жидкостей в различных зонах пласта при заводнении;
224
Раздел второй
-образование малоподвижных или неподвижных гелей при взаимодей-
ствии продуктов биосинтеза с компонентами продуктивного пласта в высо-
копроницаемых промытых зонах и изменение направлений потоков пефте-
вытесняющей воды.
11ервый принцип рекомендуется использовать при малых степенях нео-
днородности пласта, когда незначительное повышение вязкости воды при-
водит к существенному увеличению охвата заводнением, второй - при об-
работке наиболее высокопроницаемых зон неоднородного пласта.
На основании лабораторных исследований разработан ряд композиций
продуктов биосинтеза для применения в технологиях увеличения нефтеотда-
чи пластов в различных геолого-физических условиях. Сюда относятся ком-
позиции: «биоПАВ жидкое стекло - нефть», «биоПАВ - ПАА», «биоПАВ
пефрас», «биополимер кислота» и др.
7.1.1(14). Внутрипластовые гелеобразующие системы
Л.К.Алтуниной разработаны гелеобразующие системы с регулируемой
вязкостью и щелочностью (ИХН-КА, ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ). Внутриплас-
товая генерация нефтевытесняющих систем с регулируемыми значениями
щелочности и вязкости основана на способности растворенного в воде кар-
бамида гидролизоваться при высокой температуре с образованием аммиака
и углекислого газа. Компонентный состав нефтевытесняющих систем ИХН-
КА подбирается таким образом, чтобы непосредственно в пласте в результа-
те гидролиза карбамида образовывались пефтевытесняющие жидкости с
высокой буферной емкостью в интервале pH 9,0 10,5. В связи с этим в со-
став композиции ИХН-КА включены неионогенное и анионоактивное ПАВ,
аммиачная селитра и карбамид [ 163]. Сочетание пеионогеппого ПАВ (НПАВ) -
оксиэтилированного алкилфенола и апионоактивного ПАВ (АПАВ) - алки-
ларила или алкилсульфонатов позволяет применять системы ИХН-КА для
высокотемпературных пластов (более 70°С).
Углекислый газ, образующийся при гидролизе карбамида, преимуще-
ственно растворим в нефти, а аммиак в воде. Коэффициент распределения
углекислого газа в системе нефть - вода в интервале температур 35-100°С и
давлений 10 40 МПа находится в пределах от 4 до 10, тогда как для аммиака
он не превышает 6 • 10 А. Поэтому в системе нефть - вода нефтяная база
будет обогащена углекислым газом, водная - аммиаком, которая с аммиач-
ной селитрой образует щелочную буферную систему с максимальной бу-
ферной емкостью в интервале pH 9,0-10,5. Физико-химическое воздействие
па пласт композициями ИХН-КА позволяет использовать преимущес тва неф-
тевытеснения растворами щелочей, ПАВ и СО2 [ 164].
Загущенные системы отличаются тем, что в их состав вводятся соли алю-
миния, способные непосредственно в пласте с высокой температурой при
гидролизе карбамида образовывать неорганические гели и золи.
Современные методы увеличении нефтеизвлечения
225
Системы ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ отличаются тем, что в пласт закачивается
гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (кар-
бамид- соль алюминия - вода - ПАВ). В пласте за счет его тепловой энер-
гии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидро-
лизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолити-
ческого равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное
время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая
поликонденсация гидрокомплексов алюминия и во всем объеме раствора
практически мгновенно образуется гель При этом основные характеристи-
ки можно регулировать.
Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири
показали технологическую и экономическую эффективность метода: сни-
жение обводненности продукции добывающих скважин на 10-50%, увели-
чение дебитов по нефти, дополнительная добыча нефти составила 40-60 т на
1 т гелеобразующей системы. Для приготовления гелеобразующих соста-
вов можно использовать алюмосодержащие отходы многотоннажных про-
мышленных производств.
7 1 7.(75). Гелеобразующие системы на основе силиката натрия
Одним из эффективных методов воздействия на обводненные неодно-
родные пласты, испытанным и внедренным в промысловых условиях, явля-
ется процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизоли-
рующими составами на основе силиката натрия [183].
В основе технологии применения силикатных составов лежит способ-
ность силиката натрия взаимодействовать с ионами поливалентных метал-
лов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiO3,
MgSiO3, Mg(OH)2, Са(ОН)2 или гелеобразных систем.
В результате взаимодействия кремневокислого натрия (жидкого стекла)
с соляной кислотой образуется гель кремниевой кислоты по схеме:
NaSiO3 + 2НС1 = H2SiO3 + 2 NaCl.
В качестве изолирующего материала для закупоривания водонасыщен-
ных пластов в скважинах силикагель должен отвечать определенным требо-
ваниям, а именно, нужно, чтобы время начала его схватывания было доста-
точным для того, чтобы его можно было ввести в пласт, не опасаясь преж-
девременного схватывания смеси в трубах. С другой стороны, после
введения смеси в поровое пространство время начала схватывания не дол-
жно быть очень большим.
Перспективность использования гелеобразующих растворов (ГОР) на
основе силиката натрия для проведения изоляционных работ обусловлена
технологичностью приготовления раствора и закачки его в пласт, достаточ-
226
Раздел второй
но низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью
образующегося геля и т.д. При взаимодействии силиката натрия с кислыми
агентами образуется золь кремниевой кислоты, переходящая со временем в
вязкоупругий гель, который служит водоизолирующим материалом в про-
мытых высокопроницаемых зонах пласта. Изолирующая способность сили-
катного геля определяется его механическими и реологическими свойства-
ми, зависящими от многих факторов.
Коллоидные кремнеземы представляют собой дисперсные системы с со-
держанием двуокиси кремния в количестве 20-40 вес% и размером частиц от
7 до 200 нм. В любом соотношении они смешиваются с пресной водой, обла-
дая при этом низкой первоначальной вязкостью от 1,5 до 150 мПа с, образуя
гели под влиянием тех или иных факторов.
Химические свойства кремнезема в золе принципиально не отличаются от
его свойств в кристаллическом или аморфном состоянии, но характеризуют-
ся большой реакционной способностью как из-за большой поверхности, так
и в связи с высокой аморфностью кремнезема в дисперсной фазе. Особую
группу составляют реакции взаимодействия частиц золя непосредственно
между собой или с помощью связующих агентов. Силикаты—доступное сырье
отечественного производства, не токсичны, экологически безвредны.
Технология предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных
пластов путем увеличения охвата пластов заводнением, что достигается
закачкой в нагнетательные скважины композиций на основе жидкого стек-
ла, образованием при этом в пласте гелеобразных систем, способствую-
щих перераспределению фильтрационных потоков и выравниванию фрон-
та вытеснения, что в конечном итоге приводит к снижению обводненности
продукции и увеличению дебита нефти в близлежащих добывающих сква-
жинах.
В основу технологии заложено использование отечественного реагента,
достаточно эффективного и экологически безвредного.
Жидкое стекло - силикат натрия, растворенный в воде. По физико-хи-
мическим свойствам соответствует следующим нормам: жидкость желто-
ватого или серого цвета без механических включений, плотностью 1,36—
1,45 г/см3; силикатный модуль 2,6-3,3; массовая доля двуокиси кремния
29,0-31,0%.
Процесс приготовления и закачки композиций несложен. Проводится с
использованием имеющихся технических средств и применением следую-
щих материалов:
- силиката натрия марок «Силином ВН-3», «Силином ВН-50», «Силином
ВН-К»;
—бентонитового глинопорошка;
— пресной воды;
— минерализованной воды плотностью 1,04—1,18 г/см3.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
227
Закачка композиционного материала осуществляется в несколько цик-
лов, количество которых определяется мощностью пласта, приемистостью
скважины.
Метод весьма перспективен из-за сравнительной дешевизны, простоты
исполнения и возможности широкого применения на поздней стадии разра-
ботки месторождений.
7.1.1.(16).Закачка темпоскрина
Закачка в пласт полимерно-гелевой системы (ПГС) [165] на основе тем-
поскрина через нагнетательные скважины является мощным средством по-
вышения охвата заводнением терригенных коллекторов на поздней стадии
разработки месторождений на участках со скважинами, достигшими пре-
дельной обводненности.
Темпоскрин представляет собой порошок светло-желтого цвета. Он лег-
ко смешивается с водой, образуя гидрогели. Для приготовления ПГС не
требуется применения дозирующих устройств, дополнительных приспособ-
лений, окислителей и химических сшивателей.
Рабочий раствор ПГС готовится из сухого реагента при смешивании его
с водой в соотношении 1:200 - 1:100 масс.ч. на стандартном оборудовании
и свободно транспортируется по трубопроводу от расходной емкости непос-
редственно в пласт. Рабочий раствор состоит из гелевых частиц размером
от 0,2 до 4 мм.
Темпоскрин малочувствителен к воздействию солей и стоек к деграда-
ции в пластовых условиях. Реагент испытан в широком диапазоне горно-
геологических условий: при температуре пласта до 70°С, вязкости нефти до
25мПа с и минерализации пластовой воды до 150 г/л.
Применение ПГС темпоскрин дает возможность:
-снижать обводненность добываемой продукции;
— снижать расход воды, закачиваемой в нефтяной пласт для поддержания
пластового давления на 20-30%;
- снижать расход полиакриламида или вязкоупругих систем на его основе;
- увеличивать текущий дебит нефти.
Положительный эффект от применения темпоскрина достигается за счет
вязкоупругих свойств ПГС, характеризуемых структурой реагента. При за-
качке в пласт гель темпоскрин проникает в поровое пространство пород,
обладающих наименьшим гидродинамическим сопротивлением.
Участки разреза с высоким гидродинамическим сопротивлением (плас-
та с относительно худшими коллекторскими свойствами) не подвергаются
воздействию ПГС. Этим обусловлено избирательное воздействие состава
на основе темпоскрина на разные пласты.
228
Раздел второй
При применении темпоскрина происходят выравнивание профилей при-
емистости в разрезах нагнетательных скважин и изоляция обводненных пла-
стов, что приводит к вовлечению в разработку застойных нефтяных зон пла-
стов с ухудшенными свойствами. В силу этого достигается увеличение ох-
вата пластов заводнением. Технология состоит из следующих операций:
приготовление и закачка через нагнетательную скважину в продуктивные
пласты объекта разработки расчетных объемов полимерно-гелевой системы
на основе реагента темпоскрин при заданных давлениях на устье скважины,
подключение скважины к водоводу и снятие профиля приемистости при
прежнем давлении нагнетания.
ПГС в составе содержит 0,05-0,1 % темпоскрина в пресной или минера-
лизованной воде.
Закачка ПГС в пласт производится «порционно» в два три этапа.
На каждом этапе закачивают определенную часть расчетного количества
ПГС. В перерывах между закачками производится нагнетание воды. Коли-
чество нагнетаемой воды должно быть не менее суточной приемистости.
Такой режим закачки обеспечивает равномерное воздействие указанных
систем на пласт.
Закачка темпоскрина на залежи №9 вязкой нефти бобриковского гори-
зонта Ромашкинского месторождения позволила дополнительно добыть бо-
лее 1130т нефти на тонну закачанного реагента при затратах на тонну добы-
чи в 5-10 раз меньших, чем при традиционных физико-химических МУП.
7.1.1. (17). Закачка РИТИНа
Еще более эффективным для повышения охвата заводнением является тех-
нология закачки ПГС РИТИНа, которым является реагент, специально разра-
ботанный АО «РИТЭК» для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднород-
ных пластов на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.
При закачке в пласт водного раствора реагент избирательно воздейству-
ет на неоднородные высокопроницаемые обводненные пласты, резко сни-
жая подвижность в них воды, обеспечивает выравнивание фронта вытесне-
ния нефти, изменяет фильтрационные потоки, увеличивает охват пласта за-
воднением, способствуя снижению обводненности добываемой нефти,
увеличению ее добычи и повышению нефтеотдачи.
Реагент РИТИН - это однокомпонентная система, представляющая собой
композицию полимерных веществ, модифицированных ионизирующим из-
лучением.
Реагент РИТИН представляет собой мелкозернистый или порошкообраз-
ный материал, при смешении которого с водой образуется полимер-гелевая
система, представляющая собой взвесь вязко-упругих частиц гидрогеля в
золе со средним размером 5 мм.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
229
Реагент РИТИН и технология его применения не требуют использования
специальной техники для дозирования реагента. Полимер-гелевая система
получается путем подачи реагента через эжектор в поток нагнетаемой в сква-
жину воды.
Область применения технологии с использованием реагента РИТИН:
для залежей в поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах
с пластовой температурой до 120°С на поздних стадиях разработки с целью
уменьшения подвижности закачиваемой воды и увеличения степени охвата
пласта заводнением;
- обводненность добываемой продукции скважин на участках примене-
ния до 98%, при этом обводнение объекта не должно быть связано с его
полной выработкой;
- в неоднородных по проницаемости продуктивных отложениях,
- при минерализации пластовой воды до 1,2 г/см3.
ПГС РИТИН осуществляется через нагнетательную скважину из расчета
10-15 м3 полимер-гелевой системы на 1 м эффективной перфорированной
части пласта, концентрация реагента РИТИН в воде составляет 0,1 -0,5% масс.,
т.е. 1-5 кг реагента РИТИН на 1 м3 воды.
Удельная эффектив! юсть достигает 2500 и более тонн нефти на тонну за-
качанного полимера.
7.1.1.(18). Применение вязкоупругих систем (ВУС)
В резко неоднородных по проницаемости пластах, находящихся на сред-
ней и поздней стадиях разработки, со слабой гидродинамической связью
между пропластками эффективной технологией регулирования разработки
и повышения нефтеотдачи может оказаться воздействие на призабойную зону
пласта вязкоупругими составами.
В качестве реагента, выравнивающего проницаемост! iyio неоднородность
пластов, используются композиции на основе полимеров со сшивающими
агентами, образующие гели в пластовых условиях. По своим реологичес-
ким свойствам эти гели значительно превосходят характеристики раствора
полимера.
Как правило, при разработке композиционных систем ориентируются на
использование недефицитных, недорогих, технологичных в использовании
и транспортировании химических продуктов. Большое внимание уделяется
использованию побочных продуктов нефтехимических производств.
В связи с этим была изучена возможность [ 166,167] получения гелей с
использованием систем на основе полиакриламидов в виде композицион-
ных составов со сшивателями в водах высокой и низкой минерализации.
Принцип воздействия вязкоупругой системы на основе использования
полиакриламида аналогичен методам, описанным выше. Проникая в наибо-
230
Раздел второй
лее промытые пропластки, полиакриламид, реагируя со сшивателем и плас-
товой водой, образует эластичную массу, закупоривающую каналы и поры.
Метод позволяет выравнивать профили приемистости нагнетательных и
притока добывающих скважин, изменять направление фильтрационных по-
токов, увеличивать степень извлечения нефти за счет изменения охвата по-
слойно-неоднородного пласта воздействием и подключением в работу ра-
нее не работающих пропластков, снижая количество волы в продукции до-
бывающих скважин. Рецептура вязкоупругих систем (ВУС) подбирается с
учетом типов и свойств коллектора, состава закачиваемой воды (табл.7.4).
Таблица 7.4
Составы исследованных систем и условия изучения процессов сшивания
Тип сшивателя Диапазон концентра- ций сшива- теля, г/дл Диапазон концентра- ций поли- мера, г/дл Минерали- зация раст- ворителя, г/л Начальная pH раствора Темпера- тура, °C
Ацетат хрома (АХ) Хромокалиевые 0,001-0,025 0,13-0,5 0,37-210,0 6,0-7,0 17-40
квасцы (ХКК) 0,005-0,032 0,15-0,5 0,37-240,0 3,5-7,0 25
Уротропин 0,1-0,4 0,15-0,5 0,37-240,0 1,5-3,0 25-40
Бихромат натрия (БН) 0,15-0,24 0,15-0,5 0,37-240,0 — 25
Тиомочевина (ТТЛ) 0,03-0,96 0,15-0,5 0,37-240,0 — 25
Бихромат натрия (БН), 0,5-3,5 0,2-0,5 0,30-110,0 5-6 25
Лигносульфонат (ЛГС) 0,1-2,0 0,2-0,5 0,30-110,0 5-6 25
Рецептурные составы и технологии применения ВУС разработаны для
различного сочетания природных и технологических факторов: песчаник и
карбонаты; воды, применяемые для заводнения и приготовления растворов-
реагентов (пресные, слабоминерализованные и минерализованные).
В качестве сшивателей (реагентов, вызывающих гелеобразование в ра-
створах) использовали ацетат хрома, сернокислую сложную соль СгЗ+ (хро-
монагриевые квасцы - отходы производства), хромокалиевые квасцы, урот-
ропин, системы: бихромат натрия - тиомочевина, бихромат натрия-лигно-
сульфонат.
Технология реализуется путем ограниченного по глубине (1,5 м от ство-
ла скважины) одностороннего воздействия на пласт (со стороны линии на-
гнетания или отбора) или комбинированного (двустороннего). Обработки
нагнетательных и добывающих скважин могут быть разовыми и многократ-
ными в зависимости от требуемого уровня влияния на пласт и времени су-
ществования ВУС в пласте. Периодичность повторных обработок определя-
ется поведением скважин и обычно составляет 12-24 месяца.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
231
Более широкое применение находят вязкоупругие системы на основе ком-
позиции НПЛВ и углеводородов.
Исследование реологии эмульсий обратного типа «вода в масле» (В/М),
полученных на основе композиции масло- и водорастворимых НПАВ и уг-
леводородов, показало, что в отличие от нефтяных эмульсий прямого типа
«масло в воде» (М/В) и мицеллярных растворов, уменьшающих свою вяз-
кость при разбавлении водой, эмульсии В/М в аналогичных условиях резко
повышают свою вязкость и устойчивость от разрушения.
Поэтому в пластовых условиях следует ожидать, что по мере продвиже-
ния эмульсии В/М в обводненной части пласта будет возникать вязкоупругая
«пробка», препятствующая дальнейшему продвижению раствора по промы-
тым протокам. Последующая закачка воды или моющих композиций НПАВ
приведет к дополнительному охвату малопроницаемых участков пласта.
Используя различные комбинации масло- и водорастворимых НПАВ,
можно получить ВУС с заданными и очень большими значениями вязкос-
ти. Так, если вязкость водной дисперсии композиции НПАВ составляет
10-100 мПа с, то после эмульгирования небольшого количества (0-20%)
углеводорода образуется вязкоу! ipyraa система (ВУС) с вязкостью до 158 000
мПа - с.
При этом ВУС остаются устойчивыми в широком интервале температур
(от 20 до 40°С), соответствующем пластовым температурам месторожде-
ний -объектов испытаний.
Проведенные исследования позволяют сделать выводы по реологии ВУС,
полученных на основе композиции НПАВ:
чем выше минерализация воды, тем выше вязкость эмульсий;
- максимум вязкости эмульсии достигается при определенном содержа-
нии углеводорода (нефти) в эмульсии на пластовой воде;
-надистиллированной воде вязкость эмульсий остается низкой и мало
меняется от содержания нефти.
Таким образом, меняя состав смеси НПАВ, степень минерализации воды
и количество эмульгируемой нефти, можно в широких пределах изменять
динамическую вязкость эмульсий, т.е. управлять свойствами ВУС в зависи-
мости от технологических задач применения-от повышения нефтедобычи
до глушения скважин при ремонте.
Особую роль при взаимодействии на обводненный неоднородный пласт
будет играть селективность воздействия данного типа ВУС—их способность
изменять свою вязкость при смешивании с водой или с нефтью. Речь идет о
значительном повышении вязкости при перемешивании эмульсии с водой и
понижении ее после прибавления нефти. Это свойство эмульсии В/М играет
важную роль при селективной закупорке промытых зон, способствуя уве-
личению охвата пласта заводнением и прямому воздействию на новые неф-
теносные участки.
232
Раздел второй
При моделировании процесса нефтевытеснения из гидродинамически не
связанных заводненных неоднородных пропластков установлено:
- применение ВУС (водная дисперсия) для выравнивания подвижностей
в неоднородных пластах позволило повысить коэффициент извлечения не-
фти с 41 (после промывки водой) до 79%, удельная технологическая эф-
фективность составила 27,7 т нефти/т ПАВ;
- при использовании ВУС (эмульсии) в сочетании с моющим раствором
«Термос-2М» полнота извлечения нефти возросла с 45 до 100%, однако из-
за большою расхода ПАВ технологическая эффективность снизилась до 10-
15 т нефти/т ПАВ.
7.1.1.(19). Методы ограничения водопритоков и гидрофобизации
ПЗП в добывающих скважинах
Эти методы применяются достаточно широко, но по сравнению с метода-
ми по регулированию закачки воды с целью ограничения водопритоков и
увеличения добычи нефти в нагнетательных скважинах имеют подчиненное
значение. Особое значение в ограничении добычи воды, повышении охвата
заводнением и увеличении нефтеотдачи играют водоизоляционные работы
(ВИР). Роль их в процессе разработки месторождения постепенно возраста-
ет и на поздней стадии разработки в ряде случаев по эффективности не усту-
пает бурению дополнительных скважин.
^В основном для ограничения водопритоков в добывающих скважинах до
настоящего времени применяются цементные заливки. Но в последнее вре-
мя применяются другие материалы и другие технологии в регулировании
выработки пластов неоднородного расчлег iei того эксплуатацией! юго объекта
путем изоляции обводненных пластов и прослоев («технологические»). Оно
проводится, во-первых, с целью улучшения технико-экономических пока-
зателей разработки путем интенсификации нефтедобычи, уменьшения отбо-
ра попутной воды и обеспечения проектной нефтеотдачи, во-вторых, для
увеличения нефтеотдачи выше проектной. Для достижения первой цели при-
меняется обычно предусматриваемое проектами разработки последователь-
ное отключение обводненных пластов, второй - не предусмотренная проек-
том селективная изоляция части обводненного пласта.
За последние годы в качестве изоляционного материала часто использо-
вались синтетические смолы (резорционно-формальдегидная смола Фр-12
и ТСД-9), а также нефтецементные смеси?)
К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное сни-
жение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачке изо-
лирующих материалов по всей мощности эксплуатационного объекта. Ме-
тоды данной группы основаны па использовании селективных свойств изо-
лирующих материалов и характера насыщенности породы. Часть из них
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
233
предусматривает использование селективных изоляционных материалов, ко-
торые растворяются в нефти, но нс растворяются в воде. Другая часть мето-
дов этой группы основана на применении изоляционных материалов селек-
тивного действия, образующих растворимые или нерастворимые (ни в воде,
ни в нефти), закупоривающие осадки лишь в водонасыщенных интервалах.
Возможность применения селективных методов изоляции при отсутствии
точных сведений об интервалах обводнения и в пластах, в которых нефтяная
и обводненная части не разобщены друг от друга плотными глинистыми поро-
дами, является существенным преимуществом методов данной группы.
К этой группе относятся такие материалы, как гидролизованный полиак-
рилонитрил (гипан), акриламид, латекс, мылонафт, полиэтилен низкого дав-
ления, а также двухфазные пены и др. Большинство из этих материалов ис-
пользовались для проведения изоляционных работ в Tai аретане, но до про-
мышленного внедрения было доведено лишь применение гипана для изоляции
нижних и подошвенных вод. Успешность при этом составила около 65%.
Анализ результатов опытных работ показывает, что ремонты селективно
закупоривающими коллект ор материалами типа латекса зачастую приводя т'
к закупориванию не только водонасыщенной, но и нефтяной части пласта.
Это, очевидно, объясняется тем, что обводнение части пласта приводит к
оттеснению нефти в нефтенасыщенной части из призабойной зоны скважи-
ны, а также наличием зоны проникновения воды из ствола скважины в при-
забойную зону нефтяных пластов в период ремонта, т.е. в призабойной зоне
скважины как в обводненной, так и нефтеносной части пласта всегда при-
сутствует вода. Поэтому больший успех может быть достигнут при приме-
нении материалов селективного действия с высокой проникающей способ-
ностью в пласт и большими сроками схватывания.
1. Гипано-силикатная композиция для ограничения водопритоков (ги-
пан+жидкое стекло)
Технология обработки скважин предназначена для изоляции путей об-
воднения в добывающих и непроизводительной закачки воды в нагнетатель-
ные скважины в неоднородных пластах. Она основана на порционной за-
качке смеси водных растворов гипана и силиката натрия, реагирующих с
пластовой водой. Объемы порций и концентрации рабочих растворов в ком-
позиции выбираются в зависимос ти от коллекторских свойств пласта и стро-
ения призабойной зоны, степени и характера обводнения скважин, действу-
ющих перепадов давления и температур. Применяется для изоляции вод
любого типа с плотностью свыше 1,02 г/см3. Использование нескольких
типовых технологических схем, которые выбираются в зависимости от кон-
кретных условий в скважине, позволяет решать многие задачи по ограниче-
нию отборов воды на нефтяной залежи. Технология изоляции пластовых
вод в скважинах данным составом не отличается от общеизвестной. При
234
Раздел второй
попадании состава в обводненный пласт и смешении его с пластовой водой,
содержащей ионы металлов (кальция, магния и др.), происходит высажде-
ние гипана и силиката натрия с образованием крупчато-гелеобразной мас-
сы, способной перекрывать поры и мелкие трещины. В нефтенасыщенных
интервалах тампонирующая масса не образуется.
За 1995-1996гг. по данной технологии обработано 28 добывающих сква-
жин для АОЗТ «Нефтеотдача». По состоянию на 1.01.1997г. дополнительная
добыча нефти составила 25460 т, или 909 т на одну обработку.
2. Закачка композиции НПХ-8500
Технология направлена на снижение обводненности добывающих сква-
жин и улучшение условий их эксплуатации.
В качестве изолирующего материала применяется состав на основе орга-
нической смолы и добавок, представляющий собой маловязкую подвиж-
ную жидкость с хорошей проникающей способностью. Застывание состава
происходит в пористой среде через заданный интервал времени.
Для качественного проведения водоизоляционных работ состав коррек-
тируется применительно к конкретным геолого-физическим условиям мес-
торождений.
Исходные параметры состава:
— вязкость рабочего состава при 20°С, 4-7 мПа • с;
- интервал температур применения, 20-60°С;
-диапазон регулирования времени застывания состава, 18-60 часов.
3. Закачка композиции НПХ-8700
Технология предназначена для изоляции водопритоков в добывающих
скважинах за счет образования в пласте высоковязкой (до 10000 мПа • с)
стойкой эмульсии при смешении закачиваемой композиции НПХ-8700 с
пластовой минерализованной водой. Композиция представляет собой смесь
различных углеводородных растворителей и поверхностно-активных веществ.
За счет использования ПАВ разных типов достигается селективность дей-
ствия композиции, а применение в качестве растворителей отходов промыш-
ленного производства позволяет повысить рентабельность технологии.
4. Закачка композиций НПХ-9630
Композиции на основе НПХ-9630 применяются в двух основных направ-
лениях:
- ограничение водопритока в добывающих скважинах;
— повышение эффективности кислотных обработок.
Применение НПХ-9630 для ограничения водопритока основано на бло-
кировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными
системами, образующимися при закачке композиции углеводородного ра-
створителя и ПАВ.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
235
Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размы-
ванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает высо-
кую селективность метода и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных
пропластков.
Разработано несколько марок реагента НПХ-9630, различающихся по
составу. Марка реагента определяется в зависимости от геолого-физичес-
ких условий выбранных объектов.
Технология применения реагента предусматривает закачку 3-5 м3 НПХ-
9630 на 1 м эффективной толщины пласта. Оторочка продавливается в пласт
водой. Скважина выдерживается в течение 24—48 часов на реагирование, после
чего осваивается. Возможна закачка реагента без подъема оборудования.
Технология с применением реагента НПХ-9630 успешно прошла про-
мысловые испытания в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах не-
фтяных месторождений Татарстана:
- успешность составила 62,5%;
-длительность эффекта—более года;
-дополнительная добыча нефти - более 20 т на 1 т реагента.
Повышение эффективности кислотных обработок достигается путем пред-
варительной временной блокировки зон с повышенной проницаемостью
составами на основе НПХ-1960 с последующей закачкой соляной кислоты.
При этом кислота направляется в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны.
После реакции кислоты с породой пласта и снижения ее активности устой-
чивость и вязкость эмульсионных систем резко падают, вследствие чего про-
исходит восстановление проницаемости ранее блокированных зон.
Варьирование составом композиции позволяет проводить направленные
обработки в сочетании с полной, а не временной блокировкой высокопро-
ницаемых водонасыщенных зон пласта.
Разработано несколько марок композиций, различающихся по составу.
Марка реагента выбирается в зависимости от геолого-физических условий
выбранных объектов. Кинематическая вязкость реагента при 20°С не превы-
шает 5 м2/с, температура застывания не выше 30°С, температура самовосп-
ламенения не ниже 360°С, температура вспышки 23°C. Реагент малотокси-
чен, относится к IV классу опасности.
Технология применения реагента предусматривает закачку раствора ком-
позиции ПАВ и кислоты в объеме 1-3 м3 и 0,5-2 м3 на 1 м эффективной
толщины пласта соответственно. Оторочка продавливается в пласт водой, и
скважину оставляют на реагирование на 10-24 часа, после чего осваивают.
5. Новая технология гидрофобизации призабойной зоны пласта
Технология предназначена для интенсификации добычи нефти мало- и
необводненных скважин за счет гидрофобизации обрабатываемой части кол-
лектора.
236
Раздел второй
Сущность технологии сводится к последовательной закачке и продавке в
призабойную зону добывающей скважины водоудаляющей гидрофобизи-
рующей композиции на углеводородной основе с последующей выдержкой
в пласте и запуском скважины в работу.
Обработки гидрофобизирующим составом могут быть проведены на раз-
личных стадиях работы скважин: освоение, глушение в период ремонтов.
Для обработок используются нефть дегазированная; широкая фракция
легких углеводородов или дизтопливо; катионакгивное ПАВ «Дон-52», а
также НПАВ АФ[; или деэмульгаторы типа Дисолван-4490, Сепарол-25, кис-
лоты соляная и плавиковая.
Уточнение состава гидрофобизирующей композиции в лабораторных и
промысловых условиях проводят исследованием фазового поведения сис-
темы «нефть-композиция-порода», а при необходимости — межфазного натя-
жения на границах жидкостей системы.
6. Закачка гидрофобизирующих составов с резиновой крошкой
Технология предназначена для снижения обводненности добывающих
скважин и увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов, разрабатываемых
с использованием заводнения.
Сущность технологии - предотвращение поступления закачиваемой воды
по трещинам в интервале водопритока гидрофобизирующей суспензией Она
закачивается в интервалы прорыва закачиваемых вод, а также в водонефтя-
ные зоны (ВНЗ). Жидкость, как составная часть суспензии, фильтруется че-
рез стенки трещин в пористые блоки пласта, в результате чего осуществля-
ется гидрофобизация пористой части пласта. Наполнитель суспензии при
। юследующей эксплуатации скважины с забойным давлением (меньшим,
чем давление раскрытия трещин) будет защемляться в трещинах, что обес-
печит их надежную водоизоляцию.
Технология может применяться в нагнетательных и добывающих сква-
жинах, проста в осуществлении, используемые материалы экологически
чистые, оборудование—серийно выпускаемое.
7.1.1. (20) Применение сернокислого алюминия
В основе метода повышения нефтеотдачи путем применения сернокисло-
го алюминия, разработанного ТатНИПИнефть, лежит загущение вытесняю-
щей нефть оторочки внутрипластовым гидролизом солей алюминия. Как
известно, при гидролизе солей алюминия образуется раствор гидроокиси
алюминия, обладающий большой вязкостью, квазикристаллической струк-
турой, молекулы которого-полимеры. В отличие от других методов загу-
щение раствора происходи!' непосредственно в пласте, что дает существен-
ные преимущества.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 237
При фильтрации в нефтяном пласте pH раствора повышается до 6—7 за
счет реакции с карбонатными составляющими породы и погребенной во-
дой. В результате этого сульфат алюминия разлагается с образованием вы-
сокодисперсной системы практически нерастворимой в воде гидроокиси
алюминия, обладающей повышенной вязкостью по сравнению с чистой во-
дой. Уменьшение соотношения вязкостей вытесняемой нефти и вытесняю-
щего агента приводит к увеличению нефтеотдачи.
Технологический процесс закачки сернокислого алюминия осуществля-
ется на основе применения оборудования и материалов, освоенных и вы-
пускаемых отечественной промышленностью. Сравнительно доступным и
дешевым источником сернокислого алюминия является сернокислый гли-
нозем ГОСТа 19966-75 с содержанием сульфата алюминия около 33%.
Метод применяется в основном для первичного вытеснения нефти
(рис. 7.17).
Дата закачки 10.1984-05. 1985.
V сульфата алюминия = 1030 тонн
0.05 % вес.Х/пор
Vnop = 2096.0 тыс. м3
Q н = 55.6 тыс. т
В = 10,5%
ДОн-26,5 тыс.т (257 т/т)
Условные обозначения:
Рис. 7.17. Опытный участок Холмовской площади Ромашкинского
месторождения по закачке сернокислого алюминия
Песчаник
Алевролит
Нагнетательная
скважина
Добывающая
скважина
7.1.1. (21). Использование полисила
Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнезе-
мов (SiO2), которые в зависимости от способа модификации могут обладать
гидрофобными, дифильными или суперфильными свойствами.
Благодаря субмикронным размерам частиц, на 2-3 порядка меньше сред-
него диаметра поровых каналов, полисил легко проникает в ПЗП и изменяет
238
Раздел второй
энергетику характеристик коллектора по воде и по нефти. Образно говоря,
меняя природу полисила, можно целенаправленно регулировать фильтраци-
онные характеристики ПЗП как по нефти, так и по воде.
Разработанные АО «РИТЭК» с использованием полисила технологии
применяются для обработки ПЗП гидрофобной эмульсией «Полисил» и для
селективного ограничения водопритоков добывающих скважин с приме-
нением инвертной водонефтяной эмульсии на основе «Полисил-ДФ». Пос-
ледняя технология служит повышению охвата выработкой продуктивного
объекта.
«Полисил-ДФ» обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ. На
основе эмульгатора «Полисил-ДФ» создана инвертная водонефтяная эмуль-
сия с регулируемой вязкостью, зависящей от соотношения дисперсной -
дисперсионной фаз. При изменении соотношения вода/нефть от 1/1 до 4/1
вязкость эмульсии возрастает более чем на порядок, приобретая консистен-
цию вазелина.
На этом принципе создана технология селективного ограничения водо-
притоков добывающих скважин. Попадая в промытые высокопроницаемые
зоны пласта, при смешении с водой инвертная эмульсия запустевает и струк-
турируется, снижая тем самым фазовую проницаемость по воде. С другой
стороны, при контакте с нефтью эмульсия еще более разжижается и не пре-
пятствует фильтрации нефти. Следует отметить тиксотропные свойс тва эмуль-
сии, приводящие к дополнительному ее загустеванию после закачки в пласт
(через 15-20 часов вязкость эмульсии увеличивалась в 5—8 раз).
Первые испытания данной технологии были проведены в 1999г. в Татар-
стане. Испытания показали высокую эффективность (увеличение дебита не-
фти вдвое при аналогичном снижении добычи жидкости).
7.1.1. (22). Высокоэффективные технологии с использованием
МДК «Кварц»
Разработчиком и обладателем ряда патентов на технологии с использова-
нием ультрадисперсных материалов - модифицированные дисперсные крем-
неземы (МДК) «Кварц» является ООО «Кварц».
Продукт «Кварц» представляет собой химически модифицированный
кремнезем (SiO2), полученный на уникальном оборудовании по запатенто-
ванной технологии и обладающий широким спектром свойств (от супер-
гидрофобных до суперфильных).
Тонкодисперсный гидрофобный материал - модифицированный диспер-
сный кремнезем (МДК) - высокодисперсный порошок белого цвета с очень
развитой удельной поверхностью, низкой насыпной плотностью - 40-
200 г/дм3 и удельной поверхностью 100-380 м2/г.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
239
МДК «Кварц» обладает следующими свойствами:
- не смачивается водой и водными растворами, включая растворы соля-
ной кислоты, но хорошо смачивается и распределяется в углеводородных
жидкостях;
- при контакте суспензии МДК в углеводородных растворителях с
водной фазой и последующем их перемешивании образуются обратные
эмульсии;
-порометрическими исследованиями установлено, что индивидуаль-
ные частицы реагента МДК характеризуются значительно более низкими
размерами, чем размеры поровых каналов, что предопределяет возмож-
ность их проникновения в пласт и «высаживание» на поверхности пор при
фильтрации.
С использованием модифицированных дисперсных кремнеземов (МДК)
«Кварц» научным центром по внедрению новых технологий ООО «Кварц»
разработаны и запатентованы ряд высокоэффективных технологий повыше-
ния нефтеотдачи пластов в различных (в том числе особо сложных) геоло-
гических условиях. К ним относятся следующие технологии [ 168-172].
1. Технологии обработки призабойной зоны добывающих скважин сус-
пензией МДК «Кварц».
Обработка порового пространства 1 %-ной суспензией МДК приводит к
некоторому снижению фазовых проницаемостей для воды и нефти во всем
диапазоне изменения соотношений нефть/вода, т.е. имеет место кольматация
порового пространства частицами МДК. Однако обработка порового про-
странства суспензиями МДК в большей степени увеличивает сопротивле-
ние для продвижения воды, нежели для нефти.
Применяется при обработке призабойной зоны добывающих и нагнета-
тельных скважин, позволяя восстановить их дебит (приемистость), снизить
обводненность продукции.
Технология позволяет интенсифицировать добычу нефти за счет адсорб-
ции тонкодисперсных систем с гидрофобными свойствами на стенках поро-
вых каналов, изменить фазовые проницаемости нефти и воды, ограничить
водоприток, снизить гидродинамическое сопротивление при фильтрации уг-
леводородов.
Механизм действия гидрофобно-дифильной модификации МДК основан
на высокой адсорбционной и адгезионной способности тонкодисперсных
систем, позволяющей им закрепляться на поверхности поровых каналов
коллектора и эксплуатационном оборудовании, гидрофобизовать поверхность
и снижать гидродинамическое сопротивление при фильтрации углеводоро-
дов. Наряду с этим суспензия обладает тампонирующими свойствами, что
позволяет шраничивать водоприток из промытых прослоев, не препятствуя
фильтрации нефти и снижению обводненности.
240
Раздел второй
Важнейшие свойства продукта МДК и закачиваемой на его основе сус-
пензии, определяющие технологическую применимость для стимуляции ПЗП,
следующие:
- малая вязкость рабочих растворов, позволяющая закачать их в пласт на
необходимую глубину;
— высокая термостойкость и стойкость его к биоразложению в условиях
пласта;
- нетоксичность, экологическая безопасность и отсутствие коррозион-
ной активности закачиваемой в скважину углеводородной суспензии;
-доступность и дешевизна применяемых для приготовления суспензии
углеводородных носителей.
2 Технологии глубоконаправленной солянокислотной обработки неф-
тесодержащих карбонатных пластов с применением МДК «Кварц».
Методом капиллярного впитывания установлено:
- присутствие в поровом пространстве карбонатной пористой среды МДК
приводит к существенной гидрофобизации порового прос транства карбо-
натного пласта;
- концентрация МДК 1,0% масс, приводит к резкому увеличению коси-
нуса краевого угла смачивания карбонатной породы (более чем в 800 раз).
Увеличение продуктивности призабойной зоны нефтесодержашего кар-
бонатного пласта достигается за счет не только восстановления природных
коллекторных свойств пласта, а главное за счет создания новой пористой
структуры в карбонатном пласте путем растворения кислотой карбонатных
соединений. Это существенно вл! 1яет на дальнейшее повышение нефтеотда-
чи карбонатных пластов.
Обработку призабойной зоны добывающей скважины осуществляют пос-
ледовательно в несколько этапов тонкодисперсным водо- и кислотоотталки-
вающим гидрофобным материалом и кислотой для обеспечения глубокого
проникновения ее в карбонатный нефтесодержащий пласт и образования в
нем пористой структуры.
Обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины тонкодиспер-
сным гидрофобным материалом осуществляют на глубину и в течение вре-
мени до величин, обеспечивающих предотвращение проникновения закачи-
ваемой кислоты к зоне ВНК и прорыва пластовой воды к забою скважины.
При этом технический результат заключается в обеспечении глубокой обра-
ботки пласта, исключающей проникновение закачиваемой кислоты в зону
ВНК и прорыв пластовой воды к забою добывающей скважины за счет пред-
варительной обработки призабойной зоны кислоте- и водоотталкивающим
гидрофобным материалом, а также значительно снижает вероятность разру-
шения цементного кольца.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
241
3. Технологии увеличения охвата вытеснением заводненных пластов с
использованием комплексной вязкоупругой системы нагнетания (КВУСН)
Полимеры ПАА и ВНП не взаимодействуют с нефтяной средой, на под-
вижность нефти его макромолекулы не оказывают влияния, что позволяет
доставлять в поровое пространство нефте-водонасыщенного пласта поли-
меры в максимально возможных концентрациях.
Анализ результатов реологических исследований эмульсионных систем
показывает, что:
- вязкостные характеристики полученных эмульсий очень сильно зави-
сят от концентрации эмульгатора и соотношения нефтяной и водной фаз;
- со временем вязкостные характеристики исследуемых эмульсионных
систем увеличиваются, становясь преимущественно неньютоновскими сис-
темами;
- присутствие МДК «Кварц» приводит к резкому увеличению вязкост-
ных характеристик эмульсий с высокими значениями статического напря-
жения сдвига.
Применение последовательной закачки раствора эмульгатора и суспен-
зии «Кварц» приводит к увеличению эффективности водоизоляции как с
точки зрения увеличения фактора остаточного сопротивления, так и с точки
зрения стабильности результата.
11ри фильтрации растворов водонабухаю! цего полимера (ВНП) происхо-
дит дополнительное вытеснение нефти, фактор остаточного сопротивления
колеблется от 2,5 до 4. Лучшие результаты получаются при применении ра-
створов ВНП на пресной воде. Увеличение минерализации воды приводит к
меньшему довытеснению нефти и меньшему фактору остаточного сопро-
тивления. Фильтрация воды происходит при волнообразном изменении пе-
репада давления, что может говорить о перемещении раствора ВНП в поро-
вом пространстве.
При фильтрации растворов ПАА происходит дополнительное вытеснение
нефти, фактор остаточного сопротивления достаточно высок и колеблется
от 7,5 до 9,5. Лучшие результаты получаются при применении растворов
ПАА на пресной воде. Увеличение проницаемости модели по воде объясня-
ется существенным вытеснением остаточной нефти оторочкой ПАА и соот-
ветственно уменьшением коэффициента остаточного нефтенасыщения. Уве-
личение минерализации воды приводит к меньшему вытеснению нефти и
несколько меньшему фактору остаточного сопротивления.
Последовательная закачка раствора эмульгатора, суспензии МДК «Кварц»
и ПАА приводит вначале к кратному росту перепада давления, а ее последу-
ющее продвижение по пласту сопровождается существенным вытеснением
нефти.
Присутствие в поровом пространстве только 5% цемента приводит к умень-
шению водопроницаемости модели в 8,8-13,7 раза. Увеличение времени
242
Раздел второй
контакта цемента с водой приводит к росту фактора остаточного сопротив-
ления. Последующая обработка порового пространства 3%-ным водным ра-
створом ВНП приводит к дополнительному уменьшению водопроницаемос-
ти. Максимальный фактор остаточного сопротивления при совместном при-
менении цемента и раствора ВНП достигает 82,5.
Технологический процесс включает в себя закачивание в скважину сле-
дующих комбинаций реагентов: предохраняющая жидкость (смесь нефти с
эмульгатором), эмульгирующие свойства которой кратно усиливаются за
счет добавления модифицированного дисперсного кремнезема МДК «Кварц»
(твердый ПАВ); структурообразователь (смесь нефти с ПАА); изоляцион-
ный материал (нефтецемент и смесь нефти с водонабухающим полимером).
При последовательном непрерывном закачивании в изолируемый интер-
вал продуктивного пласта предохраняющая смесь с МДК «Кварц» приво-
дит к росту вязкости этой смеси в проницаемых каналах и их временной
закупорке за счет образования эмульсий. Затем структурирующая смесь,
поступая в пласт, образует гель и повышает гидравлическое сопротивление
в каналах фильтрации при движении в них жидкости. После закачивания
разделительного буфера из нефти в промытый участок закачивают нефтеце-
ментный раствор для формирования в ближней зоне или трещинах твердею-
щего непроницаемого экрана в крупных и средних по раскрытое™ промы-
тых каналах, а в призабойную зону закачивают ВНП для образования геля.
После технологической остановки ВНП под избыточным давлением продав-
ливают из призабойной зоны в удаленную для перекрытия промытых кана-
лов, незаполненных цементом.
4. Технологии изоляции водопритоков (СИВ-1 и СИВ-2)
Модифицированный МДК «Кварц» не оказывает существенного влия-
ния на реологические свойства нефта и растворов полимеров (ВНП и ПАА).
При взаимодействии углеводородной суспензии МДК «Кварц» с водны-
ми растворами образуются инвертные эмульсии вазелиноподобной консис-
тенции. Увеличение условной вязкости происходит с увеличением минера-
лизации дисперсионных сред. При дальнейшем добавлении углеводород-
ной фазы происходит разжижение эмульсии, что свидетельствует о
селективности ее воздействия на флюидонасыщенные пласты.
МДК «Кварц», не растворяясь в воде, прекрасно распределяется в нефти
по всему объему, что приводит к стабилизации водонефтяной эмульсии.
Водонефтяные эмульсии получаются стабильными по всему объему, одно-
родными, не расслаиваются в течение длительного времени.
Проведенное исследование фазового поведения композиций на основе
нефти с МДК «Кварц» и воды определило границы существования эмуль-
сий при различных соотношениях нефтяной и водной фаз. Установлено, что
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
243
добавка МДК «Кварц» приводит к существенному расширению границ су-
ществования эмульсий в исследуемых композициях.
Анализ результатов фильтрационных экспериментов показал следующее.
Рабочие растворы МДК «Кварц» в углеводородной жидкости приводят к
уменьшению проницаемости образцов по воде. Отношение проницаемости
до и после воздействия достигает 13 раз.
Результаты экспериментов свидетельствуют о том, что суспензии МДК в
нефти обладают высокими водоизолирующими свойствами, в одном случае
проницаемость для воды уменьшилась в 9 раз, в другом - снизилась в 13 раз.
При фильтрации растворов ПАА фактор остаточного сопротивления дос-
таточно высок и колеблется от 7 до 15. Лучшие результаты получаются при
применении растворов ПАА на пресной воде. Увеличение минерализации
воды приводит к несколько меньшему фактору остаточного сопротивления.
Смена пресной на минерализованную воду приводит к дополнительному
уменьшению проницаемости по воде.
При фильтрации растворов ВНП фактор остаточного сопротивления ко-
леблется от 15 до 27. Лучшие результаты получаются при применении ра-
створов ВНП на пресной воде. Увеличение минерализации воды приводит к
меньшему фактору остаточного сопротивления.
Экспериментальная оценка водоизоляции по технологии СИВ показала,
что интегральный фактор остаточного сопротивления превышает 1 000 ед.,
что позволяет снизить проницаемость водонасыщенного пласта с 0,534 до
0,4 мкм2.
Для создания долговременного водоизолирующего экрана применяется
комбинация гидрофобизующих поровое пространство, закупоривающих и
твердеющих материалов, включающих суспензию МДК «Кварц» в углево-
дородной жидкости, водонабухающий полимер (ВНП) или ПАА и тампонаж-
ный портландцемент
7.1.2. Технологии, повышающие коэффициент нефтевытеснения
Технологий, повышающих коэффициент вытеснения нефти, мало и они в
настоящее время практически не используются. Это объясняется низкой эф-
фективностью нефтевытеснения, необходимостью закачки больших количеств
реагента и, как следствие, нерентабельностью имеющихся технологий.
7.1.2.(1). Вытеснение нефти водными растворами
поверхностно-активных веществ (ПАВ)
Для повышения нефтеотдачи применяются водорастворимые и маслора-
створимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ используются на более ранней ста-
дии разработки месторождений, маслорастворимые - на поздней стадии.
244
Раздел второй
1. Применение водорастворимых НПАВ
Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований
по применению ПАВ как добавок при заводнении нефтяных пластов были
опубликованы в США в 1940-50-х годах. В нашей стране эта проблема
изучалась более 30 лет и нашла свое отражение в работах Г. А. Бабаляна,
А.Т. Горбунова, Ш.К. Гиматудинова, В.В. Девликамова, К.Ф. Жигача,
М.М. Кусакова, Ф.И. Котяхова, И.И. Кравченко, И.Л. Мархасина, М.Л. Сур-
гучева, А.Б. Тумасяна и др.
Сущность метода заводнения с применением водорастворимых НПАВ
заключается в повышении нефтевытесняющих свойств воды и активации
капиллярных и диффузионных процессов вытеснения за счет снижения меж-
фазного натяжепия нефти на контакте с закачиваемой водой и уменьшения
краевых углов смачивания.
Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцент-
рированным раствором ПАВ типа ОП-10 основан на снижении поверхност-
ного натяжения между нефтью и водой с 35-45 до 7-8,5 мН/м и изменении
краевого угла смачивания от 18 до 27°. Следовательно, натяжение смачива-
ния (ocosO) уменьшается в 8-10 раз. Исследования БашНИПИиефти пока-
зали, что оптимальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде
следует считать 0,05-0,1 % [ 173].
При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут диффундиро-
вать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтена-
ми нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, отчего изменяются реологи-
ческие свойства нефти. Впервые в работах В.В.Девликамова с соавторами
сообщалось о диффузии в нефть неионогеппых ПАВ из водных растворов.
Было показано, что после контакта исследовавшихся нефтей с водными ра-
створами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и филь-
трационных характеристик нефти в определенных условиях вплоть до пол-
ного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры в нефти об-
легчает продвижение ее капель через поры пласта - нефтеотдача возрастает.
Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей спо-
собности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-ме-
ханические свойства нефтей.
Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при
начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приво-
дит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных порах
заводненной части пласта, но несущественному.
Таким образом, применение ПАВ способствует частичному отмыву пле-
ночной нефти, гидрофилизации породы, снижению набухаемости глинистых
минералов, ускорению капиллярной пропитки, увеличению фазовой прони-
цаемости для нефти.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 245
Лабораторные исследования ТатНИПИнефть показали (рис.7.18), что
водорастворимые НПАВ повышают коэффициент вытеснения на 5-8,3% при
первичном вытеснении, при вытеснении из частично заводненных пористых
сред абсолютный прирост конечного коэффициента вытеснения составляет
2,2-2,7%, а для доотмыва остаточной нефти из обводненных пористых сред
это увеличение составляет лишь 0,5-1 %
Приведенные данные свидетельствуют о существенном влиянии на i ipo-
цесс нефтевытеснения характера смачиваемости поверхности поровых ка-
налов. С увеличением гидрофильности пород эффективность применения
ПАВ для довытеснения остаточной нефти снижается.
Исходя из лабораторных исследований и проведенных опытно-промыш-
ленных работ, можно рекомендовать применение водорастворимых ПАВ в
основном для первичного вытеснения нефти.
Под первичным вытеснением нефти водой понимается вытеснение нефти
из малообводнениых (до 70%) участков залежи.
Вытеснение нефти из частично заводненных пластов подразумевает вы-
теснение из участков залежи, продукция скважин которых обводнена на 70-
90%. Под доотмывом остаточной нефти из заводненных пластов понимается
вытеснение нефти из участков залежи, продукция скважин которых обвод-
нена на 90-95% и выше.
Закачка водорастворимых ПАБ проводится для:
- первичного вытеснения нефти из проницаемых терригенных пластов;
- первичного вытеснения нефти из слабопроиицаемыхтерригенных пла-
стов;
— вытеснения нефти из частично заводненных пластов.
—О—5% к Vnop 1% раствора ОП-10, доотмыв нефти
—И—100% к Vnop 0,05% рвстворв ОП-10, первичное вытеснение
—Ж—100% к Vnop 0,05% растворе ОП-10, чвстичное обводнение
—Л—3% к V пор 31% раствора ОП-10, доотмыв нефти
Рис. 7 18. Зависимость коэффициента вытеснения от условий
применения ПАВ
246
Раздел второй
Закачка водорастворимых ПАВ может проводиться по двум технологиям:
- долговременного дозирования (технология БашНИПИнефть) - закачка
0,05%-ного раствора ПАВ путем дозирования специальными насосами;
- разовой закачки концентрированных (5-10%) растворов ПАВ (техно-
логия Т атНИ ПИнефть).
Как показали модельные исследования, применение концентрированных
растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти значительно ин-
тенсифицирует процесс. Максимальный прирост коэффициента вытеснения
при этом, по сравнению с вытеснением нефти водой без оторочки ПАВ, рав-
ный 8,3%, достигнут при закачке 2,0-2,5 поровых объемов растворов ПАВ.
При использовании 0,05%-ных растворов ПАВ этот параметр равняется 5%
при закачке четырех поровых объемов жидкости вытеснения.
Оценки технологической эффективности заводнения опытных участков
месторождений республик Башкортостана и Татарстана, а также Зап.Сиби-
ри неоднократно проводились на основе сопоставления промысловых дан-
ных о добыче нефти и нагнетания воды на опытных участках и смежных
контрольных участках многими специалистами. Результаты этих работ весь-
ма неоднозначны и противоречивы. Удельная дополнительная добыча нефти
от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных
ПАВ, определенная разными специалистами, для различных месторождений
изменяется в широких пределах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон
изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность
определения.
Об эффективности применения ПАВ как МУН среди исследователей
существуют различные мнения - от признания положительного факта их
применения до отрицательного эффекта их использования [150, 173]. Это
противоречие можно объяснить, во-первых, сравнительно низкой эффек-
тивностью использования ПАВ (повышение нефтеотдачи составляет в сред-
нем 2-3%, уловить которые в промысловых условиях весьма сложно);
во-вторых, неуниверсальностыо метода, когда применение ПАВ в конкрет-
ных условиях того или иного месторождения не дает положительных ре-
зультатов.
Как и всякий другой физико-химический метод повышения нефтеотда-
чи, ПАВ может использоваться в строго определенных геолого-физичес-
ких условиях. Большой опыт, накопленный в Татарстане по закачке ПАВ
(работы ведутся с 1971 г.), позволяет рекомендовать его для первичного
вытеснения нефти из залежей терригенного девона. Эффективность мето-
да для этих условий составляет от 30 до 150 т, а в среднем 60 т на одну
тонну закачиваемого реагента. Прирост коэффициента нефтеотдачи состав-
ляет до 3 пунктов.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
247
Также достаточно эффективна закачка ПАВ для первичного вытеснения
нефтей из терригенных отложений бобриковского горизонта. Технологичес-
кая эффективность закачки ПАВ в этих условиях составляет в среднем око-
ло 30 т дополнительной нефти на одну тонну закачанного реагента.
Вытеснение нефти из частично заводненных пористых сред малоэффек-
тивно, а для доотмыва остаточной нефти практически не применимо.
Применение технологии «разовой» закачки малообъемных оторочек вы-
сокой концентрации (5-10%) растворов ПАВ (технология института «Тат-
НИПИнефть») более эффективно, чем долговременного дозирования раство-
ров малой концентрации (0,05%) по технологии института «БашНИПИнефть».
В ОАО «Татнефть» по объемам внедрения метод заводнения с примене-
нием ПАВ находится на втором месте после закачки серной кислоты. Все-
го на месторождениях Татарстана закачано 56 тыс. т водорастворимых и
17 тыс. т маслорастворимых ПАВ, в том числе на Ромашкинском место-
рождении соответственно 47 и 14тыс. т. На месторождении за счет закачки
ПАВ добыто 2,9 млн. т нефти. Удельная дополнительная добыча нефти соста-
вила 47,5 т на одну тонну ПАВ [ 150].
Метод заводнения нефтяных залежей с применением ПАВ имеет ряд не-
достатков. Самым большим недостатком ряд исследователей считают высо-
кую адсорбцию химического реагента на породе [150].
Кроме того, неионогенные ПАВ имеют слабую биоразлагаемость (всего
35-40%), что способствует загрязнению окружающей среды. Они чувстви-
тельны к качеству воды - содержанию кислорода, микроорганизмов и хи-
мических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю вследствие
разрушения раствора.
Перспективу дальнейшего применения ПАВ при разработке нефтяных
месторождений исследователи и производственники связывают со следую-
щими направлениями:
- обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью увеличе-
ния их приемистости и охвата пласта воздействием;
— нагнетание слабоконцентрированных (0,05-0,5%) и высококонцентри-
рованных (1-5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов.
2. Применение маслорастворимых НПАВ
Наиболее интересные результаты были получены с использованием вод-
ной дисперсии маслорастворимых неионогенных ПАВ. Действие водой дис-
персии этих ПАВ заключается в следующем. Приготовленная на поверхнос-
ти водная дисперсия с концентрацией до 10% может быть представлена как
микроэмульсия прямого типа. ПАВ выполняет в исходной дисперсии двой-
ную функцию - как дисперсная фаза и как стабилизатор прямой микро-
эмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием струк-
турных связей.
248
Раздел второй
Механизм действия водной дисперсии в пласте следующий. Дисперсия
ПАВ после закачки в пласт постепенно адаптируется к пластовым условиям.
Часть полимергомологов ПАВ переходит из водной фазы в капиллярно- и
пленочноудержанную нефть и формирует межфазный слой («среднюю фазу»)
с низким межфазным натяжением на контакте как с нефтью, так и с водой.
Этот процесс ведет к формированию микроэмульсионной оторочки с низ-
ким содержанием нефти (до нескольких процентов) и хорошей нефтевытес-
няющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти
и меняется с включением в свой состав нефти или воды. При увеличении
содержания нефти свыше 10-15% эта эмульсия преобразуется в вязкую
эмульсию обратного типа. В определенных условиях эмульсия формирует
гель. В динамических условиях эта эмульсия с дальнейшим набором нефти
теряет вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растет
вплоть до 10-20-кратного разбавления. Описанный выше механизм позво-
ляет поднять фильтрационное сопротивление (снизить подвижность систе-
мы) и поддерживать эту величину длительное время. Таким образом, ука-
занный метод может быть охарактеризован как авторегулируемое вытесне-
ние остаточной нефти. Маслорастворимые НПАВ более успешно применяются
для повышения нефтеотдачи частично заводненных пластов при высокой
степени обводненности залежи (80-90%), и в этом заключается их преиму-
щество (рис. 7.19).
В промысловых условиях технология испытывалась с 1988г. на боль-
шом количестве опытных участков заводненных девонских терригенных
пластов месторождений Республики Татарстан. Средняя начальная обвод-
ненность до начала испытаний на различных участках была равна 83-95%.
Оценка технологической эффективности метода оказалась возможной па
31 участке. Расчеты показали, что общая дополнительная добыча с этих уча-
стков превышает 257 тыс. т нефти. Удельная технологическая эффективность
составила в среднем 41 т дополнительной добычи нефти на 1 тПАВ.
3. Применение композиций на основе маслорастворимых НПАВ
Большинство исследователей считают наиболее эффективным примене-
ние различных композиций для повышения нефтеотдачи. В настоящее время
наиболее интенсивно исследования ведутся по созданию более эффектив-
ных композиций. Ряд композиций испытан в Татарстане, получен положи-
тельный эффект от их применения.
Один из способов обработки нагнетательных скважин для увеличения
добычи нефти из обводнившихся пластов основан на использовании реа-
гентов СНПХ-9630 или СНПХ-9633, которые 11редставляют собой смеси ПАВ
различных типов и углеводородных растворителей. Каждая из этих компо-
зиций выпускается в промышленности в виде нескольких модификаций (ма-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
249
рок), которые различаются по составу и позволяют адаптировать реагенты к
различным геолого-физическим условиям разработки залежей.
Композиции СНПХ-9630 и СНПХ-9633 при контакте с водой определен-
ного состава как в свободном объеме, так и в пористой среде быстро обра-
зуют гелеобразные «твердоподобиые» эмульсионные системы с внешней
углеводородной фазой. Такие системы устойчивы к размыванию водой и
разрушаются под действием нефти. Кроме того, эти композиции обладают
гидрофобизирующим действием, высокой растворяющей способностью по
отношению к асфальтосмолопарафиновым образованиям.
Дата; апрель 1988г.
АФ-6 - 400 тонн 0.2%вес.
Vnop = 4817.1 тыс. мэ
Q н = 1686 тыс.тонн
В = 83.9 %
ДО н - 23.6 тыс. Т 59 т/т
Условные обозначения:
Песчаник
обводненный
Песчаник
Промытый
Алевролит
Добывающая
скважина
Нагнетательная
скважина
а) Схема расположения скважин опытного участка
о закачка воды, тыс. ms- А - отбор жидкости, тыс. т —о— суммарный отбор нефти, тыс.т
б) Динамика показателей разработки опытного участка
Ташлиярской площади по применению ПАВ АФ-6
Рис. 7.19. Опытный участок Ташлиярской площади Ромашкинского
месторождения по применению ПАВ АФ-6
250
Раздел второй
При закачке углеводородных композиций ПАВ в пласт через нагнетатель-
ные скважины они, взаимодействуя с водой, находящейся в промытых зо-
нах, образуют высоковязкие эмульсии, снижающие проницаемость обвод-
ненных слоев. В результате поступающая следом закачиваемая вода попада-
ет в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, не охваченные ранее
воздействием.
В ТатНИПИнефть были созданы терморегулируемые нефтевытесняющие
композиции «Термос» на основе смеси НПАВ. При этом в качестве одного
из возможных механизмов отмыва остаточной нефти использовался эффект
солюбилизации. Под ней имеют в виду явление самопроизвольного колло-
идного растворения в водном мицеллярном растворе ПАВ (выше критичес-
кой концентрации минералообразования - ККМ) нерастворимых в воде уг-
леводородов с образованием термодинамически стабильного раствора. Неф-
тевытесняющая композиция «Термос» представляет собой водную
мицеллярную дисперсию с оптимальным соотношением разных компонен-
тов (ПАВ, Со-ПАВ, масла, воды) для данной системы, в заданном интервале
температур (вблизи ТОФ - температуры обращения фаз эмульсий), обеспе-
чивающую максимум солюбилизации углеводорода и низкое межфазное
пагяжепие па границах с нефтью. Минимальная рабочая концентрация вод-
ной композиции (выше ККМ) выбирается из необходимости поддержания в
заданной пропорции всех компонентов данной композиции на протяжении
всего процесса прохождения по пласту (с учетом потери ПАВ на адсорбцию
на породе), на переход в масло, в воду и др. При этом предусматривается,
что по мере отмывания и накапливания нефти она активно участвует в со-
здании солюбилизата, микроэмульсии и эмульсии.
В условиях месторождений Татарстана (t = 30-40°С, соленость пласто-
вых вод 100-270г) для композиций на основе ПАВ промышленного про-
изводства (торговые названия АФ4, АФ6, АФ|2 и др.) в качестве сораство-
рителей вместо жирных спиртов могут использоваться маслорастворимые
низко-оксиэтилированные гомологи типа АФ346, а в качестве водораствори-
мых - основные IШАВ-АФ810|2.
Таким образом, например, комбинируя АФ|2 и АФ4 в смеси с АФ4/|2, можно
получить широкую гамму композиций с заданными оптимальными свой-
ствами по солюбилизации и образованию микроэмульсий для конкретных
условий по степени минерализации воды, составу нефти и температуре, при-
годных для получения в порах пласта микроэмульсий с внешней водной
или углеводородной фазами.
В соответствии с правительственными решениями б.СССР предусмат-
ривалось широкое применение ПАВ в нефтяной промышленности страны.
Для этих целей даже был построен в г.Нижнекамске РТ завод по произ-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 251
водству отечественных ПАВ в объеме 250 тыс. т в год. Из них Татарстан
должен был использовать до 30 тыс. т в год. Однако эта программа не
была выполнена из-за начавшейся в стране перестройки, в результате ко-
торой резко возросли цены на ПАВ, и нефтяникам стало невыгодно вне-
дрять эти методы. Использование данных методов (особенно композиций
на основе ПАВ) может дать приемлемое увеличение КИН, но дальнейшее
применение их тормозится как отсутствием эффективных композиций, так
и по экономическим причинам.
7.1.2. (2). Применение оторочки смачивателя
Метод применения смачивателя для повышения нефтеотдачи пластов раз-
работан ТатНИПИнефть. Он основывается на улучшении нефтевымывающих
свойств вытесняющего нефть агента (водного раствора) по сравнению с
пресной водой, обусловленном следующими факторами.
Раствор смачивателя обладает высокой смачивающей способностью.
Лабораторные исследования показывают, что даже небольшая добавка сма-
чивателя в закачиваемую воду приводит к существенному увеличению ко-
синуса угла смачивания. При содержании в растворе 1% смачивателя этот
параметр возрастает в 1,5 раза, достигая 0,84.
Раствор смачивателя обладает также некоторой поверхностной активнос-
тью по отношению к нефти. Так, поданным лабораторных исследований,
при концентрации смачивателя в растворе 8-16% относительное межфазное
натяжение на границе с неполярным керосином составляет 0,8, тогда как на
границе с девонской нефтью -0,1.
Обе причины приводят к снижению адгезии нефти в присутствии смачи-
вателя, что повышает степень отмыва нефти.
При химическом взаимодействии смачивателя с ионами кальция и маг-
ния, содержащимися в пластовой воде, в зоне вытеснения образуется сус-
пензия малорастворимых солей кальция и магния. Вследствие этого увели-
чивается локальная эффективная вязкость вытесняющего нефть раствора
смачивателя, что влечет за собой повышение охвата пласта воздействием.
Метод повышения нефтеотдачи, основанный на использовании смачива-
теля, обладает рядом преимуществ практического характера.
Вырабатываемый отечественной промышленностью смачиватель тринат-
рийфосфат - нетоксичное, негорючее вещество; перевозится любым видом
транспорта; может храниться неограниченно долго.
Содержание смачивателя в растворе с достаточной точностью может быть
определено по плотности раствора. Технология повышения нефтеотдачи пу-
тем закачки смачивателя заключается во введении в пласт раствора смачи-
252
Раздел второй
вателя в пресной воде в виде малообъемной оторочки, в дальнейшем про-
талкиваемой по пласту в направлении к добывающим скважинам.
Применение смачивателя по сравнению с обычным заводнением харак-
теризуется на 20% большей продолжительностью безводного периода, в пол-
тора раза более высокой безводной нефтеотдачей и на 20% более высокими
темпами отбора нефти.
Применение смачивателя для повышения нефтеотдачи при первичном
вытеснении нефти из коллекторов терригенного девона позволяет на каж-
дую тонну закачанного реагента получить дополнительно 60-90 т нефти и
прирастить нефтеотдачу на 2-3 пункта (рис. 7.20).
Дата закачки 10 1988г.
Объем закачки -
200 тонн смачивателя
0.014% вес. Vnop
Vnop = 1412 тыс. ма
Q = 382 тыс. т
В = 0%
ДОн -14,5 тыс.т (72,5 т/т)
Условные обозначения:
а) Схема расположения скважин опытного участка
Зай-Каратайской площади по закачке смачивателя
Песчаник нефтеносный
Песчаник обводненный
Песчвник промытый
Алевролит
Нагнетательная
скважина
Добывающвя
скважина
б) Характеристика вытеснения на опытном участке
Рис. 7.20. Схема расположения скважин опытного участка Зай-Каратайской
площади Ромашкинского месторождения по закачке смачивателя
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 253
Достаточно высокая эффективность смачивателя (тринатрийфосфата) от-
мечается и по залежам нефти бобриковского горизонта с нефтью вязкостью
до 60 мПа • с. Дополнительная добыча нефти здесь составляет в среднем
около 70 т на одну тонну закачанного реагента, прирост нефтеотдачи до 4—5
пунктов.
В основном метод может применяться для первичного вытеснения.
7.1.3. Технологии комплексного воздействия на пласт
Технологии комплексного воздействия на пласты в основе имеют слож-
ный механизм воздействия на минералы скелета пласта и содержащиеся в
нем флюиды или же они состоят из композиций различных реагентов, ока-
зывающих воздействие как на повышение охвата пластов заводнением, так
и на степень нефтевытеснения. Причем реальное воздействие на увеличение
коэффициента вытеснения незначительно (скорее имеет теоретическое значе-
ние). Причина в незначительной мощности применяемых составов на отрыв
пленочной нефти в реальных пластах при практически малых объемах реа-
гентов. Особенно это отмечается в водном периоде разработки. Поэтому
можно считать, что данные методы в основном также работают на охват
пластов вытеснением.
7.1.3.(1). Совместное применение ПАА иНПАВ
Механизм увеличения нефтеотдачи заключается в том, что макромолеку-
лы ПАА, являясь полиэлектролитами, набухают в воде, образуя малопод-
вижную гидратную оболочку, что вызывает значительное уменьшение под-
вижности фильтрующегося раствора даже при незначительной концентра-
ции полимера. Поскольку ПАА не взаимодействуют с нефтяной средой, его
макромолекулы не оказывают влияния на подвижность нефти. При вытесне-
нии нефти растворами ПАА на минерализованной воде в сочетании с НПАВ
происходит переход активного вещества НПАВ из водной фазы в нефтяную,
что улучшает реологические свойства остаточной нефти и ее подвижность.
С другой стороны, под действием НПАВ происходят структурные изменения
макромолекул ПАА и повышение реологических свойств фильтрующихся
через нефтенасыщенную породу растворов полимеров, что приводит к до-
полнительному уменьшению соотношения подвижности между нефтяной и
водной фазами. Растворы НПАВ уменьшают фазовую проницаемость для
воды и улучшают смачиваемость породы вытесняющей водой, уменьшают
адсорбцию ПАА против агрессивных ионов сточной минерализованной воды,
благодаря чему улучшаются и вязкоупругие характеристики растворов ПАА.
Приведенные процессы существенно улучшают процессы нефтевытеснения.
254
Раздел второй
Растворы НПАВ в коллекторах, содержащих значительное количество
тинистых частиц, способствуют их набухаемости, разрушению и переносу
фильтрующейся жидкостью. Это приводит к уменьшению относительной'
фазовой проницаемости породы по фильтрующему раствору НПАВ по срав-
нению с водой, что оказывает дополнительное влияние на реологические
свойства растворов полимеров и охват пласта заводнением.
Для достижения высокой эффективности процесса с учетом отмечен-
ных выше положительных факторов целесообразно композицию ПАА с
НАВ закачивать в пласт после обработки пласта раствором НПАВ. Содер-
жание НПАВ в растворах улучшает реологические свойства растворов
полимеров в пластовых водах с содержанием солей щелочных и щелоч-
но-земельных металлов, а также затрудняет доступ ионов железа к макро-
молекулам ПАА.
7.1.3.(2). Вытеснение нефти щелочными растворами
и композициями на их основе
Метод щелочного заводнения является довольно распространенным и эф-
фективным методом увеличения нефтеотдачи пластов. Его использование в
большей мере основано на взаимодействии щелочи с кислотными компо-
нентами нефти. В механизме щелочного заводнения выделяются следую-
щие факторы:
-снижение силы межфазного натяжения;
— изменение смачиваемости в системе «нефть-порода-вода»;
—эмульгирование нефти.
Прямой показатель, определяющий эффективность метода щелочного
заводнения, снижение поверхностного натяжения на границе нефти и ра-
створа щелочи. Результаты проведенных опытов показали, что щелочной
раствор способствует уменьшению поверхностного натяжения для иссле-
дованных нефтей в 2,5-18 раз по сравнению с пресной водой. Отмечено,
что щелочные растворы лучше смачивают поверхность породы, чем обыч-
ная вода.
При щелочном заводнении может образоваться эмульсия в пласте за счет
снижения межфазного натяжения. Образование эмульсии позволяет вырав-
нивать вязкости вытесняющего и вытесняемого агентов и способствует по-
вышению охвата заводнением. В процессе лабораторных опытов наблюда-
лось образование эмульсии при смешивании нефти и раствора щелочи, взя-
тых в различных соотношениях.
Исследования показали, что наибольшее количество эмульсий образуется
при небольших концентрациях щелочи (0,l-04%NaOH) при контактировании
нефти щелочного раствора, взятых в соотношениях 2:3 и 1:1 [177].
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
255
1. Закачка щелочей, ПАВ и полимеров
Наиболее эффективными по результатам исследований, проведенных
ТатНИПИнефть, оказались различные композиции с применением щело-
чей либо сочетания их с другими агента-
ми. В лабораторных опытах были исполь-
зованы щелочные растворы NaOH и
NaCO3 с растворами поверхностно-актив-
ного вещества АФ-12 и полимера РДС-
1030. На основе проведенных исследова-
ний выбраны оптимальные концентрации
щелочи, ПАВ и полимеров и проведены
опыты по вытеснению нефт и на линейных
моделях пласта. По данным лабораторных
опытов, прирост коэффициента вытесне-
ния по сравнению с обычным заводнени-
ем составил 6-12%, а удельный техноло-
гический эффект 100-115 т дополнитель-
ной нефти на одну тонну смеси реагентов
(рис. 7.21).
Рис. 7.21. Зависимость коэффициента
вытеснения оторочкой щелочного и
щелочно-нолимерного растворов от
безразмерного объема закачки
На основе выполненных теоретических и лабораторных исследований для
опытно-промыслового опробования рекомендована технология щелочного
заводнения, включающая последовательную закачку через нагнетательную
скважину растворов смеси щелочного поверхностно-активного вещества и
раствора полимера с последующим переходом на нагнетание воды.
2. Заводнение ЩПСК с алюмохлоридом
Технология повышения нефтеотдачи неоднородных терригенных коллек-
торов, находящихся на поздней стадии разработки, включает в себя после-
довательную закачку оторочек щелочного стока производства капролакта-
ма (ЩПСК) (ТУ 113-03-488-84) и 5-25% раствора алюмохлорида в объем-
ном соотношении 1: (0,05-0,5). Для того, чтобы алюминий в закачиваемой
воде находился в ионной форме, величина pH должна быть меньше 4. При
продвижении исходных компонентов по пласту происходит ограничение
проводимости промытых зон посредством образования в пористой среде
осадка в виде различных коагуляционных структур, представленных шдро-
лизованными в воде солями алюминия, обладающих высокими адсорбци-
онными и адгезивными свойствами. Коллоидные частицы загрязнений, име-
ющиеся в закачиваемой воде, сталкиваясь с хлопьями гидролизованных со-
лей, прилипают к ним и образуют гель-дисперсную систему.
На основании лабораторных исследований установлено, что алюмохло-
рид при концентрации в растворе даже в количестве 0,01 -0,10 вес.% позво-
ляет- повысить водопроницаемость кернов на 15,1-33,9% по сравнению с
256
Раздел второй
закачиваемой водой. Это объясняется тем, что ионы А1 и С1, попадая в пусто-
ты льдоподобных каркасов воды и не умещаясь в них, способствуют раз-
рыву водородных связей между молекулами растворителя. В этом случае
ближайшие к иону молекулы растворителя становятся более подвижными
(отрицательная гидратация).
Воздействие катиона А1 и его концентрации в фильтрующейся жидкости
сказываются в изменении состава поглощенных катионов в породе и глини-
стом материале и интенсивности поверхностной диссоциации глинистых
частиц в воде, что в свою очередь влияет на уменьшение толщины слоя
связанной воды. При этом происходит вовлечение в разработку менее про-
ницаемых, более заглинизированных пропластков, содержащих подвижную
нефть.
3. Силикатно-щелочное заводнение
Силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ) основано на внутрипластовом
осадкообразовании в обводненных пропластках неоднородного пласта. Оса-
док образуется за счет химической реакции закачиваемого СЩР с солями
кальция и магния, содержащихся в закачиваемой и пластовой водах.
При наличии в вытесняющей сточной воде Са2' и Mg24 образуются CaSiO3,
MgSiO3, Са(ОН), и Mg(OH)2. Осадок CaSiO3 по природе является коллоид-
ным и способен значительно снизить проницаемость обводненного пласта
(до 10 раз и более), а осадки гидроокисей Mg и Са снижают проницаемость
лишь в 1,5-2 раза
В зависимости от условий использования месторождений варианты СЩЗ
могут различаться применяемыми реагентами и их соотношением. Так, для
осуществления осадкообразования на месторождениях девона с нефтями
малой вязкости целесообразно применение СЩР с повышенным содержа-
нием гидроокиси натрия, а на месторождениях нижнего карбона - с высо-
ким содержанием силиката натрия. В результате внутрипластового контакта
нефти с щелочными растворами образуется ПАВ, снижающее межфазное
натяжение на границе нефть - щелочной раствор до 0,1 мН/м. Это делает
нефть более подвижной, приводит к эмульгированию нефтяной фазы в воду
и вовлечению в процесс вытеснения остаточной нефти, снижая капилляр-
ные силы за счет эффекта Жамена.
Метод применяется на месторождениях Башкортостана с 1986г. и являет-
ся одним из первых масштабно испытанных физико-химических методов
воздействия на пласт с целью ограничения движения воды в продуктивных
пластах Арланского и других месторождений. При этом испытаны и приме-
няются две модификации технологий. В девонских отложениях, содержа-
щих маловязкие нефти, в качестве осадкообразующих рекомендуется ис-
пользовать «мягкие» составы, содержащие в основном щелочи. В услови-
ях месторождений с повышенной вязкостью нефти (Арланское, Игровское,
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
257
Манчаровское месторождения) используют составы с повышенным содер-
жанием силиката натрия.
Основная модификация СЩВ включает закачку разделительных оторочек
1 1ресиой воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, ПАА).
Оторочки реагентов закачиваются в следующей последовательности:
- сточная минерализованная вода, нагнетаемая для ППД,
—разделительная оторочка пресной воды;
— оторочка раствора гидроксида натрия и жидкого стекла;
- разделительная оторочка пресной воды;
—сточная минерализованная вода.
Рассматриваемая технология вытеснения остаточной нефти из целиков и
увеличение охвата пласта заводнением заключается в снижении проницае-
мости водопроводящих каналов за счет внутрипластового образования уп-
ругих дисперсий на путях фильтрации воды.
4. Щелочно-полимериые композиции
Один из перспективных методов воздействия на залежь в условиях тер-
ригенных отложений на поздней стадии разработки—селективное ограниче-
ние фильтрации воды в промытых пластах на основе щелочей: закачка ам-
миачных и щелочио-полимериых растворов, щелочной дистилляриой жид-
кости, различных щелочных отходов. Одной из технологий, прошедшей
промысловые испытания, является щелочно-полимерное воздействие (ЩПВ)
на неоднородные обводненные пласты. Технология разработана и исследо-
вана в лабораторных и промысловых условиях в БашНИПИнефти под руко-
водством д.т.н. Р.Х. Алмаева [178].
Механизм извлечения остаточной нефти достигается путем увеличения
охвата пластов заводнением, снижением проницаемости промытых зон за
счет образования упругих гидрофобных дисперсных систем при взаимо-
действии ЩПР с высокоминерализованными пластовыми водами и измене-
нием направлений фильтрационных потоков.
Подобно силикатно-щелочному воздействию данный способ основан на
внутрипластовом образовании упругих дисперсных фаз на путях фильтра-
ции пластовой воды за счет ее взаимодействия с микрооторочками закачи-
ваемых в пласт ЩПР. При взаимодействии с породой свободных гидрокси-
ланионов щелочи в минерализованной пластовой воде происходит деструк-
турирование адсорбционных слоев нефти и улучшение смачиваемости
нефтенасыщенной породы водой. С другой стороны, щелочная среда может
за счет снижения межфазного натяжения изменять структурно-механичес-
кие свойства нефти и приводить к ее диспергированию.
Концентрированные растворы щелочей обладают высокой способностью
подавления набухаемости глин, содержащихся в песчаниках, и разрушения
тяжелых компонентов нефти, различных окисных пленок. Это приводит к
258
Раздел второй
гидрофилизации породы, что улучшает процесс закачивания через нагнета-
тельные скважины, । фактически не уменьшая (нередко увеличивая) при этом
приемистость
Данная технология является разновидностью метода регулирования про-
ницаемости обводненных и промытых зон пласта осадкообразующими реа-
гентами для обработ ки ПЗП и отличается от процесса СЩЗ небольшими объе-
мами разделительных оторочек пресной воды, отсутствием (или небольшой
концентрацией) жидкого стекла в растворе. Жидкий гидроксид натрия на-
гнетается практически без разбавления. Смешение сточной воды и раствора
реагентов начинается с ПЗП и распространяется на меньшую глубину пласта
по сравнению с процессом СЩЗ.
В одну скважину рекомендуется закачивать не более 4—5 оторочек. Кри-
терии подбора участков такие же, как при использовании технологии СЩЗ.
При этом нет потребности в больших объемах разделительных оторочек пре-
сной воды.
Воздействие на ПЗП проводят путем закачивания в нагнетательную сква-
жину микрооторочек пресной воды и товарной формы щелочи (аммиака) в
композиции с водорастворимыми полимерами (ВРП) в следующей после-
довательности:
- микрооторочка пресной воды,
- оторочка раствора щелочи (аммиака) с полимером;
— микрооторочка пресной воды;
- сточная минерализованная вода, нагнетаемая в пласт для ППД.
Применение технологии наиболее эффективно на высокоприемистых оча-
говых нагнетательных скважинах, воздействующих на терригенные пласты
с высокоминерализованными водами хлоркальциевого типа и нефтями по-
вышенной вязкости (до 50 мПа • с), находящихся на поздней стадии разра-
ботки и имеющих несколько пропластков с различной проницаемостью в
высокообводненных пластах.
7.1.3. (3). Закачка промышленных отходов серной кислоты
и продуктов на ее основе
В этот период широкое применение нашли отечественные МУН, из кото-
рых наибольшие объемы приходились на закачку промышленных отходов
серной кислоты и продуктов на ее основе. К таковым относились сернокис-
лотные микроэмульсии и различные композиции на ее основе (серная кис-
лота и ПАВ, серная кислота и нефть, серная и соляная кислоты). Последние
улучшали воздействие серной кислоты на вытеснение нефти
В основе метода лежит комплексный механизм воздействия на минера-
лы скелета пласта и содержащиеся в нем флюиды. Механизм воздействия
следующий.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
259
1) Известно, что концентрированная серная кислота реагирует с аромати-
ческими и предельными (парафиновыми) углеводородами нефти, содержа-
щими третичный атом углерода. В результате данных химических реакций
получаются алкиларилсульфокислоты и алкилсульфокислоты. Наряду с этим
взаимодействие серной кислоты с нефтью сопровождается образованием
кислых эфиров, сулфонов, асфальтеновых кислот, асфальто-оксониевых
соединений, карбенов, карбонов и др.
Из всех продуктов реакции серной кислоты с нефтью наибольшее вли-
яние на улучшение нефтевымывающих свойств закачиваемой в пласт воды
оказывают сульфокислоты, которые (как и сульфатно-натриевые соли суль-
фокислот) являются анионакгивными поверхностно-активными вещества-
ми. По лабораторным данным, общий выход сульфокислот в результате
реакции сульфирования нефти составляет от 4,6 до 9,1 % к весу исходной
нефти. Из них водорастворимых сульфокислот-3,2-3,8%; маслораствори-
мых - 1,5-5,9%. Выход сульфокислот составляет до 250-300 кг на 1 т кис-
лоты. Отсюда следует, что для получения одного порового объема оторочки
0,05%-ного раствора сульфокислот достаточно нагнетание 0,14-0,16% вес.
серной кислоты к поровому объему пласта.
Таким образом, при закачке серной кислоты в пласте образуются ПАВ,
влияющие в дальнейшем на повышение коэффициента вытеснения.
2) При химическом взаимодействии сульфат иона или сульфогрупны с
солями кальция образуются малорастворимые сульфаты и сульфонаты каль-
ция. Кристаллы этих солей частично закупоривают норы, промытые водой,
увеличивая тем самым локальную эффективную вязкость вытесняющей воды
и направляя ее в поры, заполненные нефтью. Это должно привести к повы-
шению микро- и макроохвата пласта вытеснением. Последнее подтвержда-
ется промысловыми наблюдениями самарских исследователей, согласно
которым выпадение гипса в пласте Якушинского месторождения привело к
заметному росту нефтеотдачи. Лабораторные исследования показали, что
суспензия гипса ведет себя при фильтрации в пористой среде как загущен-
ная вода, обладающая структурно-механическими свойствами.
Расчеты свидетельствуют, что при содержании связанной воды в пласте,
равном 15% к объему пор, одна треть всего количества ионов кальция по-
гребенной воды в среднем будет связана в гипс, а при 10% - около полови-
ны. При закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве 0,3 вес. к
объему пор и содержанию сульфатов в нагнетаемой поверхностной воде,
равном 150 мг/л, при общей закачке воды в количестве одного порового
объема пласта содержание сульфатов в нем увеличивается примерно в 20
раз. Таким образом, применение серной кислоты для повышения нефтеот-
дачи резко изменяет гидрохимическое состояние пласта.
260
Раздел второй
Образование суспензии гипса химиками оценивается как отрицательный
фактор, приводящий к «склерозу» пласта. Но при более глубоком понима-
нии процесса получается, что мы достигаем цели путем блокирования за-
водненных интервалов, направляя вытесняющий поток в непромытые плас-
ты и пропластки, тем самым повышая охват заводнением.
3) При смешении концентрированной серной кислогы с водой выделяет-
ся тепло, обусловленное теплотой разбавления, a 11ри смешении порций сер-
ной кислоты различной концен трации выделяется теплота смешения. В про-
цессе закачки серной кислоты в продуктивный нефтяной пласт кислота бу-
дет разбавляться погребенной водой пласта, особенно закачиваемой вслед
за кислотой поверхностной водой с выделением значительного количества
тепла.
Расчеты показывают, что при бесконечном разбавлении 1 т кислоты
93%-ной концентрации выделяется около 150тыс.ккал тепла. Максималь-
ное повышение температуры, равное около 100°С, достигается при разбав-
лении кислоты до 65%-ной концентрации, при этом выделяется около
80 тыс. ккал тепла.
4) При закачке серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов не-
избежно взаимодействие ее с карбонатными составляющими породы плас-
та и, следовательно, изменение проницаемости терригенных девонских по-
род. Лабораторные исследования показали, что серная кислота увеличивает
их проницаемость в среднем на 25%. Увеличение проницаемости призабой-
ной зоны, наряду с выпадением гипса в i лубине пласта, приводит к перерас-
। ределению 1радиентов давления в сторону их увеличения в зоне и на фрон-
те вытеснения.
5) При взаимодействии серной кислоты с карбонатными составляющи-
ми скелета пласта в качестве продукта реакции образуется углекислота. При
этом каждая тонна закачанной воды в пласт концентрированной серной кис-
лоты дает примерно 400 кг углекислого газа. Отсюда можно определить,
что при закачке 0,3% вес. к объему пор серной кислоты должна получаться
оторочка размером 3% к объему пор 4%-ного раствора углекислоты - кар-
бонизированной воды, которая обладает повышенными нефтевымывающи-
ми свойствами. Кроме того, смолистые компоненты нефти, как известно,
коллоидно растворяются в серной кислоте, а также в воде в присутствии
сульфокислот (эффект солюбилизации). Все эти факторы должны способ-
ствовать более полному извлечению нефти из пласта.
Промышленное внедрение технологий повышения нефтеотдачи пластов
на основе серной кислоты началось на месторождениях Татарстана в 1971 г.
в следующих направлениях:
- первичное вытеснение нефти из терригенных коллекторов девонского и
бобриковского горизонтов;
-для улучшения выработки водонефтяных зон;
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 261
— повышение нефтеотдачи карбонатных коллекторов трещинно-порово-
го типа;
- при разработке частично заводненных терригенных коллекторов
В ОАО «Татнефть» применялась не сама серная кислота в чистом виде, а
в виде промышленных отходов нефтеперерабатывающих заводов - экипи-
рованная серная кислота (АСК), что существенно удешевляло процесс. Она
обладает также лучшими вытесняющими свойствами по сравнению с чис-
той серной кислотой. Еще лучшими свойствами обладают микроэмульсии
на основе серной кислоты (СТА - сульфированный тощий абсорбент и АСС -
алкил-сульфатная смесь). На рис 7.22 показана эффективность закачки АСК
в бобриковский пласт Бавлинского месторождения, на рис. 7.23 — серной
кислоты и нефти в бобриковский пласт Сабанчинского месторождения, на
рис. 7.24 - закачка серной кислоты и ПАВ на Ромашкинском месторожде-
нии, а на рис. 7.25 - закачка серной и соляной кислот для выработки карбо-
натных коллекторов кизеловского горизонта Беркет-Ключевского месторож-
дения.
Условные обозначения:
Добывающая скважина
Ликвидированная скважина
Нагнетательная скважина
Внутренний контур
нефтеносности
Внешний контур
нефтеносности
а) Карта разработки опытного участка
Дата закачки 05-06.1982
Объем - 2500 тонн серной кислоты
0.07% вес.
Vnop = 3341 тыс. м3
Q = 637,9 тыс. т
В = 88%
ДОн - 39,3 тыс.т (15,7 т/т)
б) Характеристика вытеснения по опытному участку
Рис. 7.22. Опытный участок Бавлинского месторождения по закачке серной
кислоты в частично заводненные пласты бобриковского горизонта
262
Раздел второй
Технологическая эффективность для различных условий применения сер-
ной кислоты и промышленных ее отходов составила в среднем от 6 до 25 т
дополнительной нефти на одну тонну закачанного реагента. Нефтеотдача уве-
личивается на 2—4 пункта. Следует подчеркнуть, что метод закачки серной
кислоты и промышленных отходов на ее основе может применяться для неф-
тей определенного состава (наличие в нефтях ароматики) и в основном в
начальной стадии разработки. На поздней стадии разработки эффективность
метода резко снижается либо он вообще не работает.
В целом метод закачки серной кислоты и продуктов на ее основе может
широко применяться в конкретных геолого-физических условиях на началь-
ных стадиях разработки, до отбора 70% НИЗ — начальных извлекаемых за-
пасов. В настоящее время этот метод незаслуженно забыт.
Дата закачки 07-0В.19В7
Объем -1200 тонн серной кислоты
0.2% вес. Vnop
Vnop = 687,7 тыс. м3
Он = 90,2 тыс. т
В = 48%
Л Он - 21,7 тыс. т
LgQe
Qw/Qh
ожоню"
A Q = 18,4 тыс.т
A Q = 27,6 тыс.т
A Q = 19,1 тыс.т
I - 1дОж = t(Qh)
II - ОжОн = ЦОж)
III -Qm/Qh =Г(Ож)
Ож тыс. т
0 ______J100 '200 '300 '400
30 « 'во То ТОО ТЬ|С т
б) Характеристика вытеснения по опытному участку
Рис. 7.23. Опытный участок Сабанчинского месторождения по закачке
серной кислоты и нефти
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 263
7.1.3. (4). Закачка больших объемов оторочки соляной кислоты
Кроме закачки серной кислоты, применяется метод закачки больших объе-
мов оторочки соляной кислоты для повышения нефтеотдачи карбонатных
коллекторов.
В основе метода лежит реакция взаимодействия соляной кислоты с кар-
бонатными породами, при которой на одну тонну закачанной кислоты выде-
ляется 72 кг двуокиси углерода, 35 тыс. ккал тепла и улучшается проницае-
мость и пористость пласта.
Дата закачки 02-03.1985
Объем - 230 тонн кислоты и ПАВ
0.5% вес. Vnop
Vnop = 519.5 тыс. мэ
Q = 198.1 тыс. т
В = 88%
Л Он - 20 тыс.т
Условные обозначения:
Песчаник
обводненный
Песчаник
промытый
Алевролит
Нагнетательная
скважина
Пьезометрическая
скважина
Добывающая
скважина
а) Карта разработки опытного участка
б) Характеристика вытеснения по опытному участку
Рис. 7.24. Опытный участок Алькеевской площади Ромашкинского
месторождения по закачке серной кислоты и НПАВ в частично заводненный
пласт девонского горизонта
264
Раздел второй
Реакции взаимодействия соляной кислоты с основными разностями кар-
бонатного коллектора следующие:
СаСО3 + 2НС1 + СаС12 + Н2О + СО2,
CaMg(CO3)2 +4НС1 = СаС12 + MgCl2 + 2Н2О + 2СОГ
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами растворимы в ней-
тральной среде. Необходимое количество соляной кислоты рассчитывает-
ся с учетом концентрации используемой кислоты и объема необходимой
оторочки.
Условные обозначения:
Добывающая
скважина
Промытый участок
Нагнетательная
скважина
Внутренний контур
нефтеносности
Внешний контур
нефтеносности
Контур опытного
участка
а) Карта разработки опытного участка
СдОв
QT10’
^1д80Чож*он1о’
1<Х
г ?
До-
5Е
5С
I - IgQe = f(QH)
II - ОжОн = Г(Ож)
III -QHt = f(t)
Дата закачки 10.1987
Объем - 740 т соляной +
200 т серной кислот
0.15% вес. Vnop
Vnop = 640.5 тыс. м3
Q = 38.1 тыс. т
В = 83.5%
Л Он - 5,8 тыс.т
Д Q = 5.0 тыс.т
Д Q = 4.2 тыс.т
Д Q = 5.8-тыс.т
Он тыс. т
Х~
го Ож тыс. т
б) Характеристика вытеснения по опытному участку
Рис. 7.25. Опытные участки Беркет-Ключевского месторождения по закачке
серной и соляной кислот в карбонатные коллекторы
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
265
Большие объемы оторочек соляной кислоты закачиваются в карбонат-
ные пласты через нагнетательные скважины. При закачке возможен уход
закачиваемой кислоты в водоносную часть пласта. Об этом свидетельству-
ют данные по заводнению подобных коллекторов на опытных участках. С
целью предотвращения ухода кислоты в подошвенную область первый цикл
закачки рекомендуется проводить при низких значениях давления нагнета-
ния (устьевое давление 3-5 мПа с использованием кислоты с удельным ве-
сом А. = 1060 кг/м3, что соответствует 12%-ной концентрации. Гравитацион-
ные силы будут способствовать образованию оторочки в области водонеф-
тяного контакта (удельный вес пластовой воды 1180 кг/м3) [ 174].
Следующую порцию кислоты с более высокой концентрацией (» 25%,
А. = 1120 кг/м3) предлагается закачивать более интенсивно. Процесс вытес-
нения будет происходить также за счет подъема оторочки карбонизирован-
ной воды с подошвы пласта.
Лабораторные эксперименты и численные расчеты, проведенные в ин-
ституте «БашНИПИнефть», показывают, что коэффициент вытеснения нефти
карбонизированной водой повышается на 10-15%.
Закачка соляной кислоты в карбонатные пласты является также одним из
методов внутрипластового подогрева вытесняющей жидкости. Оценочные
расчеты с учетом утечек тепла через кровлю и подошву пласта показали,
что около 80% количества его будет использовано для прогрева, и темпера-
тура пласта повысится на 6°С.
7.1.3. (5). Физико-химическое воздействие (ФХЦВ)
Комплексного воздействия на продуктивный пласт можно добиться со-
четанием различных по оказываемому эффекту химреагентов. В НГДУ «Бав-
лынефть» разработана и испытана в промысловых условиях Бавлинского
месторождения технология физико-химического циклического воздействия
на пласт (ФХЦВ) (Н.И. Хисамутдинов).
Сущность разработанной технологии заключается в возможности созда-
ния в пласте значительных колебаний давления путем закачки в пласт оторо-
чек реагентов с различной вязкостью и нефтевымывающей способностью [175].
При реализации рассматриваемого метода закачивается четыре разновид-
ности химреагентов: нефтевымывающий раствор (НВР), загущенный раствор
слабой концентрации, базовый для залежи рабочий агент (пресная или сточ-
ная вода) и загущенный полимерами раствор повышенной концентрации и
вязкости.
В пласт через нагнетательную скважину подается расчетное количество
агентов с достаточно высокими нефтевымывающими свойствами. Это мо-
гут быть ПАВ, углеводородные растворители, углекислота и другие НВР.
Они продавливаются в пласт на некоторое расстояние от нагнетательной сква-
266
Раздел второй
жины в зону повышенного нефтенасыщения слабопроницаемого участка.
Транспортировка НВР к объекту воздействия производится при стационар-
ном режиме закачиваемой водой. Затем в пласт подается загущенный ра-
створ слабой концентрации. Вязкость раствора имеет промежуточное значе-
ние между вязкостью воды и последующей порцией полимерного раствора.
При этом в пласте формируется пониженное пластовое давление.
Повышение давления в пласте осуществляется закачкой жидкости пони-
женной вязкости - воды. В это время закачанная ранее порция НВР, воздей-
ствуя на слабопроницаемую зону, усиливает вытеснение из нее нефти.
Закачка в пласт порции загущенного раствора повышенной вязкости при
постоянном расходе и забойном давлении обеспечивает резкое снижение
пластового давления, в первую очередь в высокопроницаемой промытой
зоне. Нефть при этом устремляется из низкопроницаемой зоны в высоко-
проницаемую и далее транспортируется к добывающим скважинам.
Циклы чередующейся закачки растворов с различной вязкостью повто-
ряются, образуя непрерывный физико-химический циклический процесс
вытеснения.
7. ].3.(6). Мицеллярно-полимерное заводнение
Метод был предложен в США в начале 1960-х годов как один из наибо-
лее перспективных, позволяющих извлекать оставшуюся после заводнения
нефть. Зарубежный промысловый опыт показал, что закачка оторочек ми-
целлярных растворов позволяет извлекать до 50-60% нефти из заводнен-
ных пластов [ 103].
Мицеллярные растворы представляют собой мелкодисперсные эмульсии
воды в растворах водо- и маслорастворимых ПАВ и содетергентов в угле-
водородной жидкости. Эти растворы прозрачны в проходящем свете и ста-
бильны при пластовых температурах. Основными компонентами углеводо-
родных мицеллярных растворов являются ПАВ - нефтяные сульфонаты. Кроме
того, в состав входят: углеводородная жидкость, в качестве которой могут
быть использованы как легкие, так и тяжелые нефтяные фракции (иногда
нефть), изопропанол или оксиэтиллированные низшие спирты и вода (или
разбавленные растворы неорганических солей).
Нефтевытесняющая способность мицеллярных растворов объясняется
крайне низкими значениями их поверхностного натяжения на контакге как с
нефтью, так и с водой. При их продвижении по продуктивному пласту про-
исходит близкое к поршнеобразному вытеснение нефти и воды, насыщаю-
щих пласт. Кроме того, существует возможность регулирования подвижно-
сти вытесняющей системы путем подбора вязкости. Как показали лабора-
торные исследования, вытесняемые мицеллярной оторочкой нефть и вода
движутся впереди нее, образуя так называемый водонефтяной вал, харак-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
267
терная особенность которого - постоянство значения нефтенасыщен пости
по его длине. Это значение определяется свойствами вытесняемых жидко-
стей, коллектора и мицеллярного раствора и не зависит от исходной нефте-
насыщенности. После выхода водонефтяного вала из пласта отмечае гся прак-
тически полное вытеснение первоначально насыщавших пласт нефти и воды
из охваченной зоны. Чтобы вытеснение водонефтяного вала было устойчи-
вым, подвижность мицеллярного раствора не должна превышать суммар-
ную подвижность нефти и воды.
Для обеспечения стабильного продвижения оторочки мицеллярного ра-
створа по пласзу вслед за ней закачивается оторочка буферной жидкости, в
качестве которой обычно используется водный раствор полимера. 11одвиж-
ность буферной жидкости должна быть не выше подвижности мицеллярной
оторочки.
Вслед за буферной жидкостью закачивается вода, применяемая при обыч-
ном заводнении, которая продвигает обе оторочки по пласту до конца его
разработки.
Экспериментально установлено, что в случае линейной модели однород-
ной пористой среды для полного вытеснения остаточной нефти достаточно
закачать оторочку мицелляр! юго рас твора размером 3-5% порового объема,
сопровождаемую буферной оторочкой (40-50% объема пор) и водой. Сум-
марный объем закачки при этом не превышает 1-1,5 поровых объема модели.
Существующие мицеллярные растворы успешно применяются только в
песчаниках и неэффективны в карбонатных пластах. Пласты не должны об-
ладать высокой неоднородностью и особенно трещиноватостью. Неоднород-
ность и трещиноватость пластов приводят к неравномерному продвижению
оторочки раствора и буферной жидкости и разрыву этих оторочек водой.
Средняя проницаемость пластов менее 0,050 мкм2 нежелательна. Содержа-
ние солей Са и Mg в пласте желательно минимальное. Большое количество
солей в пластовой воде способствует насыщению растворов солями и сни-
жению их устойчивости, обращению фаз. Для применяемых мицеллярных
растворов следует считать предельно допустимым содержание солей в пла-
стовой воде 4-5% вес.
Для уменьшения влияния неоднородности пластов на охват их процессом
рекомендовано циклическое нагнетание буферной жидкости и проталкиваю-
щей воды и непрерывное изменение направления потоков жидкостей в пласте
путем изменения режима работы нагнетательных и добывающих скважин.
Основной недостаток мицеллярного раствора — высокая стоимость со-
ставляющих его химреагентов и сложность реализации технологии.
Однако проведенные опытно-промышленные работы в РТ не подтверди-
ли результаты лабораторных исследований по высокой эффективности ме-
тода (рис. 7.26,7.27). Реальные пласты оказались более неоднородными. В
268
Раздел второй
результате из-за очень низкого межфазного натяжения на границе с нефтью и
пластовой водой наблюдался прорыв закачиваемого раствора по высокопро-
ницаемым участкам и направлениям. Почти полный отмыв нефти резко увели-
чивает фазовую проницаемость для воды за фронтом вытеснения, значитель-
но ухудшая неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и вытесняю-
щих агентов, что при разработке пластов системой скважин также способствует
языкообразному движению фронта вытеснения по площади пласта.
а) Схема расположения скважин опытного
участка Южно-Ромашкинской площади
б) Динамика показателей разработки опытного
участка Южно-Ромашкинской площади
по мицеллярно-полимерному заводнению
Рис. 7.26. Опытный участок Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского
месторождения по мицеллярно-полимерному заводнению
\/мицалляр -24.16 ТЫС. Мэ
V полимер - 128.4 ТЫС. Ма
Vnop =225 тыс. мэ
Qh= 102.2 тыс.т
В = 92-96 %V
09.12.83
12.83.82-09.84
а) Схема расположения скважин опытного
участка Центрально-Азнакаевской площади
б) Характеристика вытеснения по участку
мицеллярно-пол и мерного заводнения
Центрально-Азнакаевской площади
Рис. 7.27. Опытный участок Центрально-Азнакаевской площади Ромашкинского
месторождения по мицеллярно-полимерному заводнению
7.1.3. (7). Применение композиции РНДК для повышения эффективности
разработки слабопроницаемых коллекторов
А.Н. Шакировым разработана и широко испытана на месторождениях
Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций серия
технологий увеличения продуктивности добывающих и приемистости на-
гнетательных скважин в терригенных коллекторах на базе водных раство-
ров All А В - натриевых солей дикарбоновых кислот (РНДК) и соляной кис-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
269
лоты в экспериментально установленных соотношениях [21 ]. В основу улуч-
шения фильтрационно-емкостных характеристик низкопродуктивных терри-
генных коллекторов положен принцип разрушения и выноса карбонатной и
глинистой компонент из призабойной зоны пласта без образования нера-
створимых вторичных продуктов реакции.
Технические решения предусматривают закачку растворов химреаген-
тов в нагнетательные скважины на участке с различной обводненностью
добывающих скважин, при выключенных добывающих скважинах, с обвод-
ненностью выше средней по участку. При низкой обводненности обработку
нагнетательных и добывающих скважин осуществляют одновременно.
Эффективность воздействия композиции РНДК определяется свойства-
ми входящих в нее компонентов. Так, соляная кислота способствует ра-
створению и выносу карбонатной составляющей, а раствор РНДК в резуль-
тате гидролиза натриевых солей - кристаллохимической перестройке глини-
стого вещества, теряющего межслоевую воду, крупные катионы калия и
натрия и свои набухающие свойства.
Закачка композиции РНДК в объемном соотношении РНДК и соляной
кислоты (0,7 : 1,3): 1 приводит к увеличению проницаемости на 86,6-100%
и степени гидролиза 85-100%.
7.1.4. Системная технология воздействия на залежь
Системная технология воздействия на залежь - это не технология МУН в
общепринятом значении этого термина. Это скорее порядок проведения (орга-
низации) работ по повышению нефтеотдачи пластов и стимуляции скважин
всеми имеющимися методами, включая гидродинамические. Работы на объек-
тах разработки надо проводить адресно, регулярно, массированно, по опре-
деленной системе. Это дает синэнергетический эффект и является основой
рациональной разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми
запасами, начиная с начальной стадии освоения, а высокопродуктивных
объектов - в водном периоде эксплуатации.
Во ВНИИ была разработана так называемая системная технология ОПЗ
нагнетательных и добывающих скважин. Сущность ее состоит в следую-
щем [176].
Нефтяное месторождение делится на характерные участки с учетом зо-
нальной и слоистой неоднородности, а также систем размещения скважин.
Ими могут быть отдельные блоки, участки залежи между рядами нагнета-
тельных скважин или контуром нефтеносности, зоны, отделенные от других
нейтральными линиями тока, экранами, выклиниванием и т.д. Количество
скважин на этих участках может быть от 2-3 до 100 и более. На каждом из
выделенных участков должно поддерживаться равенство объемов закачки
воды и отбора жидкости (в пластовых условиях).
270
Раздел второй
Применение системной технологии при разработке нефтяных месторож-
дений предусматривает обработку призабойных зон пласта практически од-
новременно как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах в преде-
лах каждого характерного участка месторождения. Это означает, что все
скважины того или иного участка должны быть обработаны в течение как
можно меньшего времени, не превышающего 2—3 месяца. Реализация тако-
го условия позволит получить наибольший технологический эффект по сум-
марному приросту объемов как закачки, так и добычи нефти из скважин
рассматриваемого участка. Важным условием получения максимального
эффекта от применения системной технологии является также сохранение
равенства объемов закачки и отбора, т.е. увеличение общего объема закач-
ки воды за счет обработок призабойных зон на линии нагнетания должно
быть обеспечено приращением отбора жидкости из добывающих скважин,
и, наоборот, увеличение общего объема добычи нефти за счет обработок
призабойных зон пласта на линии отбора должно быть гарантировано прира-
щением закачки воды в нагнетательные скважины.
Продолжительность эффекта от обработки скважин имеет большие ин-
тервалы: от нескольких недель и месяцев до года и более. Для достижения
долговременного эффекта системная технология предусматривает проведе-
ние периодической повторной и одновременной обработки нагнетательных и
добывающих скважин каждого из участков. Время (период), через которое
необходимо вновь повторять обработку всех скважин на том или ином кон-
кретном участке, определяется по результатам практических испытаний тех-
нологии. В зависимости от причины, вызвавшей уменьшение приемистости
нагнетательных или дебитов добывающих скважин, иногда возможна изби-
рательная обработка или нагнетательных, или добывающих скважин.
Проведение системной технологии ОПЗ в слоисто-неоднородных плас-
тах будет наиболее эффективно, если она направлена на увеличение охвата
отдельных пропластков при последующем заводнении. Выравнивание про-
филей приемистости и отдачи по толщине пласта достигается проведением
ОПЗ дифференцированно по разрезу посредством установки пакера в дей-
ствующих скважинах или проведением капитальных ремонтов скважин с
цементированием и раздельным вскрытием пропластков. Во вновь буря-
щихся скважинах дифференцированная обработка призабойных зон по
толщине пласта достигается раздельным освоением пропластков при вто-
ричном вскрытии.
Другим важным инструментом по увеличению охвата пластов и отдель-
ных пропластков воздействием водой или другим агентом служит проведе-
ние изоляционных работ. Мероприятия по изоляции высокопроницаемых
прослоев или пластов, предназначенные для выравнивания профилей при-
емистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, следу-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
271
ет реализовать до проведения работ по обработке призабойных зон скважин
с целью интенсификации закачки воды и отбора жидкости.
В условиях неоднородности коллектора в пласте имеет место сложная
картина фильтрационных потоков, которая может в значительной степени
отличаться от идеализированных построений для гипотетического однород-
ного пласта. Пониженная проницаемость пласта, ухудшенные (к тому же
неравномерно ухудшенные) свойства призабойных зон приводят к дополни-
тельному усложнению фильтрационных потоков. При этом возникают на-
правления преимущественной фильтрации закачиваемого агента и извлекае-
мой нефти, а также направления со слабой фильтрацией или вообще «зас-
тойные» зоны. В этих условиях изменение фильтрационных потоков в пласте,
несомненно, приведет к повышению его нефтеотдачи.
В низкопроницаемых пластах с ухудшенными свойствами призабойных
зон эффективного изменения фильтрационных потоков можно достичь пе-
риодической обработкой добывающих и нагнетательных скважин по специ-
альным программам. Эти программы устанавливаются для каждого конк-
ретного месторождения и площади в специальных методических докумен-
тах по применению системной технологии.
Системная обработка пласта наряду с изменением фильтрационных пото-
ков улучшает, естественно, и фильтрационные характеристики—увеличива-
ется приемистость нагнетательных и продуктивность добывающих скважин.
При составлении программы для системной обработки пласта в первую
очередь (первый комплекс) следует предусмотреть комплексную (одновре-
менную) обработку нагнетательных скважин и тех добывающих, относящих-
ся к соответствующим нагнетательным, между которыми ухудшена (или
вообще отсутствует) гидродинамическая связь. К числу обрабатываемых
следует отнести также скважины (добывающие и нагнетательные), имею-
щие ухудшенные (по сравнению с окружающими) параметры эксплуатации
(приемистость, продуктивность).
Для второго комплекса системой обработки пласта должны подбираться
в основном скважины, обработка которых позволит дополнительно изме-
нить направления фильтрационных потоков по площади.
Третий комплекс системной обработки включает в себя целенаправлен-
ные мероприятия, приводящие не только к площадному изменению фильтра-
ционных потоков, но и по объему пласта. Это может производиться путем
подключения или отключения отдельных пропластков, увеличения их при-
емистости или отдачи, разделения объемов и т.д.
Отметим, что при проведении первого и второго комплекса системной
обработки могут также иметь место те явления в пласте, для возникновения
которых целенаправленно предназначен третий комплекс.
272
Раздел второй
Последовательность выполнения перечисленных комплексов систем-
ной обработки устанавливается индивидуально для каждого конкретного
случая. Эффективность системной технологии воздействия на пласт пока-
жем на третьем блоке Акташской площади Ново-Елховского месторожде-
ния (рис. 7.28) [158].
Рис. 7.28. Схема опытного участка 111 блока Акташской площади
Ново-Елховского месторождения (по А.А. Газизову)
Терригенные толщи девона блока III представляют собой многопласто-
вый объект. Залежи нефти приурочены к пластам с различными условиями
залегания: отдельные изолированные линзы, полосы и площадное залегание
коллекторов. Поэтому блок III можно считать совокупностью типов зале-
жей нефтей с различными режимами. В среднем в каждой скважине вскры-
то 2—3 пласта. Большинство объектов III характеризуется значительной из-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
273
менчивостью коллекторских свойств и высокой степенью взаимодействия
интервалов пласта вследствие их слияния. Остаточные запасы являются труд-
ноизвлекаемыми из-за приуроченности их к ВНЗ и высокой обводненности
добываемой продукции. К началу опытных работ добыча нефти на блоке III
продолжала падать, темп отбора нефти от НИЗ снизился с 0,94% в 1989г. до
0,55 в 1992г.
В целом за короткий период с 1993 по 1999 г. на 28 опытных участках
блока III были промышленно опробированы и внедрены шесть технологий
МУН, из которых пять направлены на увеличение коэффициента охвата и
одна является комплексной. Промысловые геофизические исследования,
проведенные на всех 28 нагнетательных скважинах, подтвердили существен-
ные изменения в характере работы пласта после применения МУН. В зави-
симости от геолого-физических характеристик пласта наблюдается либо
увеличение степени дренирования низкопроницаемых интервалов, либо под-
ключение в активную разработку малопроницаемых нефтенасыщенных про-
слоев пласта. Добывающие скважины, гидродинамически связанные с на-
гнетательными, реагируют стабилизацией или снижением обводненности,
увеличением дебитов нефти, что свидетельствует об эффективности приме-
няемых МУН.
В результате внедрения МУН на блоке III дополнительно добыто 117275 т
нефти при снижении попутно добываемой воды на 1249 тыс.м3. В целом же
по многим опытным участкам эффект продолжается, и поэтому конечная
нефтеотдача как общая по всем технологиям, так и по каждой в отдельности
ожидается более высокой. Как видно из данных табл. 7.5, основная часть
дополнительно добытой нефти (86,4%) приходится на технологии с приме-
нением ПДС и модифицированных ПДС.
Таблица 7.5
Технология УНП Количест- во обра- боток Суммарная дополнительная добыча нефти, т Дополнителы 1ая добыча нефти на 1 обработку, т
Полимердисперсная система (ПДС) 17 93966 5527
Коллоидно-дисперсная система 5 13905 2784
ПДС + А1С13 3 4495 1495
ПДС + СаС12 1 1570 1570
ПДС + ЩСПК 1 1276 1276
Сшитые полимерные системы 1 2693 2693
Итого 28 117275 4188
Начиная с 1997г., на пяти участках блока III проходят испытания по сис-
темному bi юдрепию технологий на основе модифицированных ПДС, МПДС,
характеризующихся более высокой эффективностью, чем ПДС.
274
Раздел второй
Анализ технологической эффективности МУН на основе применения
МПДС показал, что дополнительная добыча нефти на один обработанный
участок составила для системы «ПДС - А1С13» 3753 т, для «ПДС-СаС12» -
3302 т и для «ПДС-ЩСПК» - 1276т. Продолжительность эффекта на ряде
участков превысила два года, составляя в среднем 1,5 года.
Внедрение МУН на блоке III, способствующих ограничению притока вод
в добывающие скважины и промытые зоны пласта, не только привело к
сокращению объемов попутно добываемой воды с 3342,7 тыс. м’/годв 1993г.
до 2471,2 тыс. м’/год в 1999г., но и позволило сэкономить энергоноситель
(воду). При этом удалось стабилизировать темп отбора от ТИЗ (в 1993г. он
составлял 7,5%, а в 1999г. - 7,1%).
Существенное сокращение расхода закачиваемой воды и добываемой
жидкости позволило не только сократить текущие эксплуатационные расхо-
ды на подготовку, транспорт и добычу нефти, но и улучшить экологическую
ситуацию.
В перспективе, возможно, можно будет увязывать системное воздействие
на пласты с использованием естественного мощного процесса, происходя-
щего в природе, а именно, сжатия и расширения земной коры в связи с
лунно-солнечными приливами. Но этот вопрос пока что мало изучен. Необ-
ходимо продолжить имеющиеся в незначительных объемах исследования
влияния этого явления на процессы нефтеизвлечения.
Лунно-солнечные приливы подобны работе природного насоса в земной
коре. В природе имеются многочисленные подтверждения расширения и
сжатия земной коры в связи с лунно-солнечными воздействиями [179].
Во-первых, это периодические изменения наклонов и деформаций зем-
ной поверхности, регистрируемые разными приборами.
Во-вторых, изменения уровня естественных акустических шумов и уровня
воды в скважинах. Уровни подземных вод в скважинах варьируют в проти-
вофазе вертикальным движениям земной поверхности и морским прили-
вам, так как расширение трещин в земной коре от лунно-солнечных воздей-
ствий обеспечивает отток определенной части подземных вод.
Амплитуды уровня подземных шумов в скважинах, связанные с подвиж-
ками по трещинам, также варьируют во времени периодически и синхронно
лунно-солнечным приливам в связи с расширением и сжатием трещин.
В-третьих, естественные периодические изменения приемистости нагне-
тательных скважин на разных месторождениях. Наибольшая приемистость
скважин по экспериментальным долгосрочным данным (более 20 лет) на
разных площадях Ромашкинского месторождения наблюдается в мае-июле,
а также ноябре-январе каждого года, когда происходят заметные периоди-
ческие сезонные увеличения лунно-солнечных притяжений в связи с изме-
няющимися расстояниями между Землей и Солнцем.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
275
В периоде отливов в земной коре происходит ее сжатие и продвижение
нефти по трещинам к скважинам. Следовательно, в этот период нам нужна
закачка воды в нагнетательные скважины для поддержания пластового дав-
ления и транспортировки накопленного пластового флюида к добывающим
скважинам
В периоды лунно-солнечных приливов, то есть естественного раскрытия
трещин и возникновения повышенного фона микрошумов и землетрясений,
в трещинах в течение некоторого времени поддерживается относительный
вакуум и в этот период флюид усиленно отсасывается из пор в трещины. И
когда закачиваемая вода заполняет относительный вакуум, пластовый флю-
ид прекращает перемещаться из пор в трещины. Следовательно, закачку воды
в этот период необходимо ограничивать или даже останавливать для более
длительной поддержки раскрытия трещин.
Однако, учитывая существенное влияние объемов закачки воды на плас-
товое давление, процесс уменьшения объемов закачки воды следует осу-
ществлять не общим их понижением, а периодично, с учетом лунно-солнеч-
ных воздействий, поддерживая пластовое давление на заданном уровне.
На примере Абдрахмановской площади показано, что дальнейшее умень-
шение объемов закачки воды вдвое (сегодня обводненность добываемого
флюида равна около 93%, а содержание нефти 7%) приводит к снижению
обводненности до 86% (содержание нефти 14%) за счет уменьшения объемов
добываемой воды с сохранением того же количества добываемой нефти. До-
полнительно к этому, в связи с уменьшением объемов закачки воды, проис-
ходит увеличение времени раскрытия трещин резервуара, что способствует
тенденции увеличения нефтеотдачи пластов в поздней стадии разработки.
Аналогичное явление снижения обводненности скважин наблюдается при
применении технологии циклического нагнетания воды. Но применение этой
технологии с учетом лунно-солнечных приливов может дать дополнитель-
ное увеличение добычи нефти.
Увеличение нефтеотдачи пластов обеспечивается также использованием
вибровоздействий с учетом лунно-солнечных приливов, так как вибрации
дополнительно сжимают напряженные среды, а после вибровоздействий
происходит расширение среды («техногенная дилатансия»), которое синх-
ронизируется с естественными приливами и отливами земной коры.
Это явление известное, и его следует умело и правильно научиться ис-
пользовать на практике. В настоящее время геологи, исследователи приспо-
собились использовать эти процессы по интуиции или методом проб и оши-
бок. Умелое использование приливов и отливов может усилить эффектив-
ность мероприятий, проводимых на нефтяных месторождениях (циклическая
закачка, МУН, ОПЗ и т.д.), уменьшить энергетические затраты в процессе
добычи нефти.
276 Раздел второй
Эффективность использования энергии солнечно-лунных приливов за-
висит от умения их использования. Поэтому нам следует научиться исполь-
зовать данную природную энергию в процессе разработки месторождения
нефти. Это задача на перспективу. Необходимы целенаправленные исследо-
вания по данной проблеме.
7.2. Физические методы увеличения нефтеотдачи
Физические МУН приобретают все большее значение в процессах нефте-
добычи как более эффективные, сравнительно дешевые и экологически бе-
зопасные.
Из всех методов этой группы наиболее «древним» и широко распростра-
ненным является метод гидравлического разрыва пласта (ГРП), который
наиболее широко начал применяться в США.
7.2.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Общепризнано, что одним из высокоэффективных методов является гид-
равлический разрыв пласта. В нашей стране работы в области ГРП были
начаты в БашНИПИнефть в 1948г. На промыслах Татарстана этот метод при-
менялся с 1954г. идо 1956г. носил исключительно экспериментальный ха-
рактер. За это время опытным путем определились основные операции ГРП
применительно к геологическим условиям Татарстана (в основном Ромаш-
кинского месторождения), а также параметры используемых при этом жид-
костей и песка.
Для оценки эффективности ГРП и влияния его на дебит скважины были
проведены расчеты для типичных условий малопроницаемого пласта, ре-
зультаты которых приведены в таблице 7.6.
Таблица 7.6
Условия расчета Дебит (т/сут.) при состоянии ПЗП
«чистое» Загрязнение в радиусе, м
ОДИН десять
До ГРП После ГРП при протяженности 41,9 11,5 6,8
трещин, м:
10 49,7 32,3 24,6
300 58,5 35,8 28,7
Наибольшее влияние на дебит скважины оказывает загрязнение ПЗП - он
снижается в 4—6 раз. Гидроразрыв пласта при «чистой» ПЗП увеличивает
дебит скважины несущественно, в 1,2—1,4 раза. В скважинах с загрязнени-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 277
ем ПЗП разрыв пласта способен увеличить дебит в 3-4 раза. Конечно, эти
расчеты дают качественную характеристику метода.
Технология проведения ГРП сводится к следующим операциям. Процесс
ГРП состоит из трех последовательных этапов. Он начинается с закачки в
пласт маловязких жидкостей разрыва для создания трещин в пласте. В на-
гнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва применяют воду, ра-
створы концентратов жидкой сульфитспиртовой барды (ССБ). В добываю-
щих скважинах применяют углеводородные жидкости или их смеси с загу-
стителями. При разрыве пласта постепенно поднимают давление и фиксируют
приемистость скважины. Момент разрыва пласта отличается резким увели-
чением расхода или резким уменьшением давления при неизменном расхо-
де. После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину закачивают жид-
кость песконоситель - вязкую жидкость, смешанную с кварцевым отсорти-
рованным песком или искусственным закрепителем - проппантом. В качестве
проппанта используют стеклянные и пластмассовые шарики, корунд, оксид
циркония. В качестве жидкости песконосителя применяют различные гели
на углеводородной и водной основе, водо-нефтяные эмульсии, загущенные
растворы соляной кислоты и др.
На заключительном этапе для проталкивания проппанта в трещины и пре-
дохранения их от смыкания закачивают продавочную жидкость в объеме
или больше объема НКТ. Устье скважины закрывают до момента снижения
давления до атмосферного [ 180].
Описанная технология является стандартной и наиболее широко приме-
няется в Зап.Сибири. Но с большим удивлением можно отметить, что в США
и России до сего времени практически не применяются более прогрессив-
ные технологии, созданные и отработанные в Татарстане в конце 50-х и на-
чале 60-х годов прошлого столетия [181]. Здесь, в б.НГДУ «Бугульманефть»,
создавались технологические схемы и оборудование для поинтервального
ГРП (технологическая схема с общим пакером с последующим созданием
песчаной пробки, схемы с использованием двух пакеров, гидрозатвора, эла-
стичных шариков с различной плотностью). Все это оборудование позволя-
ло производить ГРП в заданном пласте независимо от его положения в
разрезе скважины при наличии достаточного раздела между пластами (не
менее 4 м). Затем оборудование для поинтервального ГРП было усовершен-
ствовано и создано оборудование для направленного ГРП (рис. 7.29).
Далее, по мере резкого сокращения объемов ГРП, исследования в этом
направлении постепенно прекратились. Но то, что было сделано нашими
учеными и производственниками, до настоящего времени не превзойдено
западными компаниями.
В 60-е годы прошлого столетия в объединении «Татнефть» был достиг-
нут большой прогресс в вопросах технологии ГРП, подбора скважин для
278
Раздел второй
проведения работ и исследования влияния ГРП на процессы разработки.
Научная сторона процесса ГРП была достаточно хорошо изучена. Установ-
лено, что трещины малого радиуса в призабойной зоне пласта (ПЗП) резко
уменьшают потери давления и повышают продуктивность (дебит) скважин.
Трещины большой протяженности также повышают дебит, но одновременно
увеличивают неоднородность пластов и снижают нефтеотдачу.
ГРП в России в последние годы возрождается на новой технологической
и технической основе. Причина возрождения связана в основном с тем, что
для многих объектов разработки с низкопроницаемыми коллекторами, осо-
бенно в районах Зап.Сибири, просто отсутствуют альтернативные способы.
Только ГРП позволяет интенсифицировать малопродуктивные скважины,
подключая к разработке слабодренируемые зоны пласта [ 182].
Метод применяется в отечественной практике с 1950-х годов. Но лишь в
последние годы исследователи пришли к выводу, что его следует рассмат-
ривать как элемент системы разработки низкопроницаемых коллекторов.
Здесь требуется совершенно новый подход к технологии его проведения и
во многих случаях необходимо осуществлять глубокопроникающий гидрав-
лический разрыв пласта (ГГРП), который оказывает воздействие не только
на призабойную зону, но и на отдаленные участки пласта, тем самым спо-
собствуя повышению нефтеотдачи.
Гидравлический разрыв пласта следует рассматривать как метод повы-
шения нефтеотдачи лишь для слабопроницаемых пластов. В высокопрони-
цаемых пластах ГРП не может рассматриваться как метод повышения неф-
теотдачи. В таких случаях это метод ускорения извлечения проектного коли-
чества нефти. Причем в определенных геологических условиях это ускорение
может привести к существенному снижению нефтеотдачи. Механизм дан-
ного явления довольно прост. Создавая дополнительные трещины в высоко-
проницаемых пластах мы повышаем природную неоднородность коллекто-
ра, что приводит к усилению процессов неравномерного продвижения зака-
чиваемых вод, преждевременному обводнению скважин по искусственно
созданным трещинам до предельного значения, в связи с чем приходится
отключать из разработки скважины и оставлять запасы нефти в значитель-
ном, неохваченном заводнением объеме пласта. В ряде случаев этот про-
цесс вначале визуально менее заметен и может проявиться на поздней ста-
дии разработки участка. А в некоторых случаях этот процесс проявляется
сразу. Так, на Верхне-Колик-Еганском месторождении проведение ГРП на
44 скважинах залежи пласта объекта Ю 2 3 привело к резкому росту обвод-
нения. Обводненность резко возросла с 21,8 до 48,6%. Хотя экономически
проведение ГРП даже в таких условиях оказалось достаточно эффектив-
ным, и вроде бы ГРП применяли на слабопроницаемом объекте (по имею-
щимся данным проницаемость пласта составляла 0,077 мкм2). Но, видимо,
эти значения занижены, о чем свидетельствуют данные эксплуатации сква-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 279
жин: высокие дебиты до ГРП (30-70 т/сут), замеченные факты влияния ГРП
на дебиты соседних скважин при расстоянии между ними около 400 м. В
достаточной мере усугублению отрицательного влияния ГРП на выработку
запасов нефти способствовала нерегулируемая разработка залежи пласта—
стационарная закачка больших объемов воды без ее регулирования.
При более грамотном подходе к применению ГРП этот метод может да-
вать положительные результаты. Так, ГРП по объекту БС|0 Южно-Ягунско-
го месторождения позволил увеличить дебиты нефти в 3 4 раза при том, что
обводненность либо осталась на прежнем уровне, либо даже понизилась.
Однако отсутствие в большинстве случаев гидродинамических исследова-
ний по оценке интервалов образования и направленности трещин, а также
бессистемность не позволяют по отдельным скважинам однозначно утвер-
ждать, что ГРП здесь способствовал увеличению КИН. Гораздо большую
эффективность ГРП можно получить при составлении проектов проведения
их, увязанных с реализуемой системой разработки и при применении техно-
логий направленного и поинтервального ГРП на невырабатываемые или сла-
боохваченные воздействием заводнения пласты и участки залежей.
Из отечественных НК в вопросах использования ГРП как важнейшего
элемента разработки наиболее продвинулось ОАО «Сургутнефтегаз». Там
ГРП активно проводится с 1993г., а к началу 2004г. выполнено более 2000
операций на всех объектах разработки. Средняя дополнительная добыча
нефти от проведения ГРП на одну скважино-операцию в 2003г. составила
8,4 тыс.т.
Основой успешного массового применения ГРП являются выбор объек-
тов, активное освоение передового отечественного и зарубежного опыта,
а также максимальная адаптация технологии его проведения к горно-геоло-
гическим условиям выбранных объектов. Объекты выбираются на основе
обобщенных критериев, учитывающих особенности геологического строе-
ния пласта, текущее состояние его разработки и технологические возмож-
ности ГРП. Для совершенствования критериев выбора объектов проведения
ГРП осуществляется постоянный мониторинг эксплуатации всех скважин
с ГРП и окружающих скважин [182].
Здесь, в пластах большой мощности, применяется поэтапный (поинтер-
вальный) или селективный ГРП с различными схемами разобщения про-
дуктивных интервалов.
Газонефтяные зоны с разделяющими экранами толщиной менее 4 м тра-
диционно не рассматриваются как объекты для ГРП, поскольку при его про-
ведении в процессе развития трещины высока вероятность нарушения цело-
стности экранов и появления межпластовых перетоков. На таких объектах в
ОАО «Сургутнефтегаз» успешно применяется технология экраноустанавли-
вающего ГРП, основанная на включении в состав технологической жидко-
сти композиции, заполняющей периферийные зоны создаваемой трещины и
280
Раздел второй
предотвращающей поступление воды. Результаты более 70 выполненных работ
показали, что успешность таких ГРП превышает 70%, а средняя ожидаемая
дополнительная добыча нефти составляет 7,5 тыс.т.
В ОАО «Сургутнефтегаз» ГРП используется как система рентабельной
разработки ТЗН. Наиболее эффективным видом воздействия на юрские и
ачимовские отложения является проведение большеобъемных ГРП, позво-
ляющих за счет закачки большого количества проппанта (50-80 т) создать
протяженную, высокопроводящую трещину, охватывающую всю продук-
тивную толщину низкопроницаемых, высокорасчлененных пластов. В ре-
зультате разблокируются тупиковые и застойные зоны пласта, резко увели-
чиваются коэффициент охвата его воздействием, скорость дренирования,
уменьшается остаточная нефтенасыщепность и значительно повышается неф-
теотдача. Опыт проведения таких ГРП в пластах ачимовских и юрских отло-
жений Быстринского месторождения показал, что с увеличением количе-
ства проппанта возрастает кратность прироста дебита скважин и его значе-
ния приближаются к соответствующим значениям, полученным для скважин
с пологими и горизонтальными стволами, вскрывающими объекты сходно-
го строения. Иногда это приводит к тому, что скважины из категории мало-
продуктивных переходят в категорию среднепродуктивных. В результате
добыча из объекта в целом становится рентабельной.
В наиболее сложных условиях (нетрадиционные коллекторы баженовс-
ких отложений) ОАО «Сургутнефтегаз», основываясь на мировом опыте,
начало проводить опытные работы по проведению ГРП в горизонтальных
скважинах, атакже в боковых стволах с горизонтальным забоем. Опыт по-
казал, что существующее оборудование для проведения ГРП можно исполь-
зовать в горизонтальных скважинах (создание трещины увеличивает зону
эффективного дренирования пласта), а также подтвердил, что преимуще-
ственным направлением развития трещин ГРП является азимутальное на-
правление ствола скважины.
Совершенно справедливо специалисты ОАО «Сургутнефтегаз» считают
наиболее перспективным направлением комплексное применение ГРП с
физико-химическими МУН и проведение ГРП по системной технологии [ 182].
Потенциально высокая эффективность ГРП вместе с МУН обусловлена
его технологическими особенностями: использование высоковязких жид-
костей с неньютоновскими свойствами на водной и нефтяной основах, воз-
можность оперативной подачи жидкости (например, кислот) на удаленные
от скважины расстояния с минимальной вероятностью изменения их свойств
из-за взаимодействия с пластовыми системами, возможность направлен-
ной закачки больших объемов жидкости или смесей жидкостей и твердых
компонентов. Проведенные опытные работы показали, что дополнительная
добыча при реализации таких технологий существенно выше, чем при обыч-
ном воздействии, те. наблюдается синергетический эффект.
Современные методы увеличения не<
281
В настоящее время в ОАО «Татнефть» вновь возрос интерес к ГРП. Это
объясняется возможностью привлечь к производству работ западные ком-
пании с их совершенным оборудованием, необходимым набором реагентов
и проппанта для различных геолого-физических условий, современными
средствами контроля и регулирования операций по производству ГРП. Дру-
гая причина повышенного интереса к проведению ГРП-экологическая чи-
стота метода.
Кроме того, ГРП является наиболее мощным методом, который спосо-
бен создать в пласте искусственные каналы достаточно большой протя-
женности. На месторождениях Татарстана установлено, что проведение ГРП
будет рентабельным и более предпочтительным, чем ряд других более де-
шевых методов ОПЗ, в случае, если увеличение дебита скважин будет не
менее 4 т/сут. и при продолжительности эффекта не менее 3^4 лет. Если же
увеличение среднего дебита и продолжительности эффекта будет как и по
другим методам, то приоритет следует отдавать более дешевым из них.
Опыт применения ГРП свидетельствует о том, что этот метод может рас-
сматриваться как МУН при его применении на слабопроницаемых коллекто-
рах, запасы в которых относятся к категории трудноизвлекаемых. Причем
граничные значения проницаемости таких коллекторов различны в разных
геологических условиях. Так, на Ромашкинском месторождении к сла-
бопроницаемым относятся пласты с проницаемостью от 0,030 до 0,100 мкм2,
на Ново-Елховском - от 0,070 до 0,100 мкм2, на других же месторождениях
даже коллекторы с проницаемост ью единицы миллидарси дают промышлен-
ные притоки нефти.
Значения проницаемости для отнесения коллекторов к слабопроницае-
мым должны определяться по каждому месторождению на основании ОПР
по характеру выработки пластов. Но для определения возможности исполь-
зования ГРП для выработки таких коллекторов недостаточно только знание
значений проницаемости, нужно знать условия залегания и гидродинамику
залежей нефти. Так, слабопроницаемые, весьма расчлененные коллекторы
ачимовской толщи в Зап.Сибири содержат трудноизвлекаемые запасы не-
фти. Здесь отдельные пласты в скважинах плохо коррелируются между со-
бой. Однако опыт применения ГРП показывает высокую эффективность.
Очевидно, это объясняется гидродинамической связью данных пластов между
собой из-за влияния трещиноватости.
Наоборот, на Ромашкинском месторождении слабопроницаемые пласты
горизонтов ДД, характеризуются весьма малой расчлененностью, хотя до-
статочно хорошо коррелируются между собой, лучше, чем ачимовские от-
ложения Зап.Сибири. Однако ГРП здесь не дает положительных результатов
из-за низких пластовых давлений, объясняемых отсутствием гидродинами-
ческой связи между отдельными пластами горизонтов Д Д.
282
Раздел второй
Исходя из изложенного, можно говорить, что ГРП в ачимовской толще
является типичным методом высокоэффективных МУН, а на слабопроница-
емых коллекторах Ромашкинского месторождения без организации систе-
мы ППД он не эффективен.
Для высокопроницаемых коллекторов ГРП следует классифицировать как
метод интенсификации разработки. Во избежание снижения нефтеотдачи от
применения ГРП в этих условиях необходимо научно обосновывать его при-
менение в указанных целях на конкретных месторождениях, исходя из прин-
ципа - «не навреди». Но в любом случае применять ГРП нужно лишь на
объектах с уже отрегулированной системой разработки с применением со-
временных гидродинамических МУН.
Таким образом, применение ГРП в высокопроницаемых пластах являет-
ся методом интенсификации разработки, а в малопроницаемых, неоднород-
ных коллекторах ГРП наряду с увеличением темпов отбора нефти повышает
нефтеотдачу за счет увеличения охвата залежи заводнением, вовлечения в
разработку слабодренируемых зон и пропластков за счет изменения фильт-
рационных потоков Одновременно с этим ГРП позволяет продлить рента-
бельную разработку истощенных скважин, а также расширить нижнюю гра-
ницу кондиционных значений пород-коллекторов и увеличить извлекаемые
запасы эксплуатационного объекта. Наибольшие перспективы па Ромаш-
кинском, Ново-Елховском и др. месторождениях РТ, а также Зап.Сибири
мы связываем именно с этим направлением развития работ по внедрению
ГРП. В таких случаях ГРП следует рассматривать как метод увеличения
нефтеизвлечения и как важнейший элемент разработки.
7.2.2. Воздействие физическими полями
7.2.2. (1). Гидроакустическое воздействие
Один из перспективных методов воздействия на пласт - волновой, по-
зволяющий более интенсивно воздействовать на застойные зоны и невыра-
батываемые пласты. В результате волнового воздействия могут увеличиться
приемистость нагнетательных скважин, продуктивность и дебиты добываю-
щих, а также межремонтный период их работы. Как утверждают авторы
метода (Институт машиноведения РАН), этот метод может способствовать
изменению реологических свойств насыщающих флюидов и уменьшению
обводненности продукции, а при непрерывном волновом воздействии на
продуктивный пласт замедляется или полностью приостанавливается про-
цесс его запарафинивания и кольматации [183].
Еще в 1970-80-е годы коллективом НЦ НВМТ РАН под руководством
академика РАН Р.Ф.Ганиева были заложены научные основы нелинейной
волновой механики и технологии, и был открыт ряд новых волновых и ко-
Современные методы увеличения нефтензвлечс н и я 283
лебательных явлений и эффектов. Суть этих эффектов в преобразовании вол-
новых и колебательных движений жидкостей и взвешенных в них включе-
ний в монотонные, односторонне направленные движения. Так, например,
было установлено, что твердые частицы и пузыри, взвешенные в колеблю-
щейся жидкости, могут перемещаться односторонне направленно относи-
тельно жидкости. Кроме того, оказалось, что и сама жидкость благодаря
волнам может получать значительную постоянную скорость. Такого рода
явления происходят как в однородной жидкости, так и в жидкости, заполня-
ющей узкие каналы, капилляры и поры пористых сред.
Эти движения необходимы для осуществления различного рода техноло-
гических процессов, в частности, для обеспечения течения жидкости в по-
ристых средах, перемещения капиллярно удерживаемых капель нефти, со-
здания депрессии в скважинах вблизи интервалов перфорации и т.д.
Промышленное применение волновой технологии в нефтяной промыш-
ленности началось с середины 1980-х годов. Волновая технология была офи-
циально принята Миннефтепромом СССР для широкого внедрения по всему
Советскому Союзу. Она стала серийной технологией. В связи с этим в АН
СССР (в Научном центре нелинейной волновой механики и технологии) было
организовано обучение специалистов из разных нефтяных объединений, раз-
вернуты работы в них: Когалымнефть, Лангепаснефть, Башнефть, Татнефть.
Генераторы колебаний для обработки скважин под разными названиями,
как, например, СГГК (скважинные гидродинамические генераторы колеба-
ний), и разными видоизменениями этого названия (ультразвуковой генера-
тор, кавитационный генератор, вихревой генератор, роторно-пульсационный,
акустический, ультразвуковой и др.) вошли в практику нефтяной промыш-
ленности в разных регионах.
Гидромеханические волновые технологии нового поколения в настоящее
время объединяют одну из новых и перспективных областей техники и тех-
нологии, разработанных впервые в мире в НЦ НВМТ РАН.
Эта область механики названа нелинейной волновой механикой гидроме-
ханических систем, а технологии, основанные на этой науке, - гидромеха-
ническими волновыми технологиями нового поколения. При этом был от-
крыт ряд новых явлений и эффектов, позволяющих очень эффективно про-
изводить так называемую резонансную накачку энергии в обрабатываемые
гидромеханические, в частности, многофазные среды, тем самым много-
кратно (до нескольких десятков раз) интенсифицировать технологические
процессы в самых различных отраслях промышленности.
Если раньше ставился вопрос обработки только призабойных зон сква-
жин, причем без глубокой научной основы, то в настоящее время речь идет
как об обработке призабойных зон уже на новой научной основе со знанием
характеристик коллекторов с целью увеличения их фильтрационных спо-
284
Раздел второй
собностей, так и обработке целых пластов с целью уменьшения обводненнос-
ти и увеличения нефтеотдачи i шастов. Созда! 1Ы научные и i фактические осно-
вы гидромеханической волновой технологии нового поколения, которая бази-
руется на новой области механики - нелинейной волновой механике.
Широкие перспективы открываются в сочетании гидромеханических и
волновых технологий с химическими методами повышения нефтеотдачи
пластов. В связи с этим в настоящее время организован Объединенный ин-
ститут механики машин и технологий в нефтедобыче, где представлены ме-
ханики-теоретики, машиностроители, химики и опытные нефтяники - разра-
ботчики нефтяных месторождений для разработки новых механико-хими-
ческих методов повышения нефтеотдачи пластов. Здесь одним из новых
направлений является как сочетание гидромеханических и волновых мето-
дов с химическим, так и получение эффективных химических реагентов с
использованием волновых технологий.
Разработанная технология позволяет также интенсифицировать процессы
получения буровых растворов, подготовки нефти и газа, повысить антикор-
розийную способность трубопроводного транспорта промысловой подго-
товки нефти и газа, повысить надежность трубопроводов различного назна-
чения (борьба с гидроударами и вибрацией).
Основными направлениями использования волновых технологий в не-
фтяной промышленности являются:
—обработка нагнетательных и добывающих скважин, понизивших свой
дебит в результате засорения призабойных зон скважин в течение эксплуа-
тации или после бурения за счет засорения буровым раствором;
— повышение добычи нефти на участках месторождений путем волновой
обработки целых областей месторождений (объемное воздействие) с помо-
щью резонансного волнового воздействия;
- внедрение волновых технологий в бурении (кольматация, увеличение
механической скороети проводки скважин, приготовление высококачествен-
ных буровых и тампонажных растворов для цементирования скважин).
Для этого в НЦ НВМТ РАН налажены разработка и поставка генераторов
волн различных принципов действия и конструкций (гидродинамические,
вихревые, акустические, имплозионные и др.) применительно к использо-
ванию на аппаратах волновой технологии в нефтяной промышленности.
Это наукоемкая технология специалистами научного центра выполняется
по следующим этапам:
- анализ состояния скважины (или участка месторождения), исходя из
имеющейся документации;
- определение наиболее эффективной технологии для «лечения» скважи-
ны (или участка месторождения), используя волновые, химические техно-
логии и их комбинации;
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
285
- математическое моделирование и проектирование генераторов;
- подбор необходимых волновых генераторов, согласование их с имею-
щимся на промысле оборудованием;
—изготовление генераторов;
- определение длительности и параметров обработки скважин;
- надзор за установкой и использованием предложенного Научным цен-
тром технологического оборудования на скважинах во время обработок.
Волновая обработка пласта основана на ряде специфических явлений,
происходящих в массиве пород пласта и в большей мере насыщающей его
жидкости. В основном это нелинейные эффекты, в частности, искажение
фронта волны, дисперсия и нелинейное поглощение энергии волн. К таким
эффектам относится многократное (в 1000-100000 раз) увеличение скорос-
тей движения жидкостей или газов в капиллярах и пористых средах, интен-
сификация тепло- и массообменных процессов диспергирования и гомоге-
низирования многофазных продуктов, перераспределение гидродинамичес-
кого, гидростатического давления и управляемого кавитационного поля.
Гидроакустические волны генерируются при прокачке жидкости через
специальное устройство, спускаемое до забоя скважины на колонне насос-
но-компрессорной трубы (НКТ). Данное устройство действует одновремен-
но как струйный аппарат, создавая в зоне продуктивного пласта депрессию.
В результате в призабойной зоне пласта создаются механоактивные процес-
сы с проявлением различных нелинейных эффектов, важнейшими из кото-
рых являются гидродинамические и гидроакустические кавитации.
Акустические волны и кавитационные эффекты в призабойной зоне пла-
ста приводят к разрушению поверхностного слоя стенки призабойной зоны
скважины, очистке закупоренных поровых каналов продуктивного пласта.
Депрессионное воздействие активизирует возникновение кавитации, уско-
ряет приток пластовой жидкости (нефти) в скважину, способствует удале-
нию различных кольматанов из поровых каналов. Кроме того, акустическое
поле существенно влияет на снижение вязкости пластового флюида, а одно-
временное создание депрессии увеличивает его приток в скважину.
7.2.2. (2). Вибросейсмическое воздействие
Одним из перспективных МУН является виброволновое воздействие на
пласт, осуществляемое двумя способами:
- через призабойную зону скважины скважинными виброисточниками
или поверхностными с передачей энергии на призабойную зону скважин
через волновод;
- виброисточниками, передающими сейсмическую энергию на нефтяной
пласт с земной поверхности через толщу вышележащих горных пород.
286
Раздел второй
Данную технологию принято называть технологией объемного вибросей-
смического воздействия на пласт (ВСВ). По принципу действия виброис-
точники разделяются на электромеханические, гидравлические, гидроим-
пульсные, электрогидравлические, электромагнитные, магнитострикционные,
пьезокерамические, каждый из которых работает в определенном частотном
диапазоне.
СКВ прикладной геофизики СО РАН и АООТ «Юганскнефтегаз» с 1989г.
занимаются разрабо ткой и промысловыми испытаниями технических средств
и технологии вибросейсмического воздействия на нефтяные пласты с зем-
ной поверхности. Для этой цели в СКВ были разработаны мощные электро-
механические виброисточники модульного типа блочной конструкции с ам-
плитудой силы до 10 кН и частотой в диапазоне 5-20 Гц. Серийное произ-
водство таких виброисточников освоено на АО «ЭЛСИБ» (г.Новосибирск).
Промышленные испытания технологии проводились с 1987 по 1995г. на
месторождениях Абузы (ПО «Краснодарнефтегаз»), Мортымья-Тетеревское
(ПО «Украйнефтегаз»), Мордово-Кармальское (ПО «Татнефть»), Правдин-
ское, Северо-Салымское (ПО «Юганскнефтегаз»), Суторминское (ПО «Но-
ябрьскнефтегаз») [184]. Рассматривались процессы, происходящие в плас-
те при объемном ВСВ с земной поверхности, но авторы выделяют несколько
наиболее вероятных факторов, каждый из которых или в сочетании друг с
другом может преобладать в определенных условиях и обеспечивать допол-
нительную добычу нефти. К таким факторам при разработке пластов завод-
нением относятся: изменение вязкости нефти; изменение фазовой проницае-
мости коллектора для нефти и воды; капиллярные эффекты; ускорение гра-
витационной сегрегации остаточной нефти; дегазация с вытеснением нефти
газом из тупиковых зон; вовлечение в разработку обтекаемых водой нефтя-
ных целиков. Исходя из перечисленных факторов ВСВ, можно предпола-
гать, что этот метод допускает возможность одновременного применения
других известных МУН. Разработанные технические средства для реализа-
ции рассмотренного метода позволяют эффективно его использовать на
многопластовых месторождениях. Полученные результаты относятся к мес-
торождениям с маловязкими нефтями и высокопроницаемыми коллектора-
ми. Однако единичный эксперимент по применению ВСВ в комплексе с теп-
ловыми методами, проведенный нами на Мордово-Кармальском месторож-
дении природных битумов ПО «Татнефть», дает основание предполагать,
что метод ВСВ может значительно увеличить эффективность тепловых мето-
дов воздействия и на пласты с высоковязкой нефтью.
По результатам ОПР авторами сделаны следующие выводы:
- применение метода объемного вибросейсмического воздействия с зем-
ной поверхности значительно увеличивает нефтеотдачу обводненных плас-
тов месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации (особен-
но эффективен этот метод на многопластовых месторождениях);
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
287
- наиболее четко эффект от ВСВ проявляется в зоне радиусом 2,5-3 км от
точки установки виброисточников, где обводненность скважин снижается
до 18-20% (дополнительная добыча нефти достигает 38-50% общей добычи
участка);
— эффект от вибровоздействия сохраняется от 7 до 12 мес.
7.2.2. (3). Сейсмоакустическое воздействие
Одним из наиболее эффективных волновых методов, разработанных во
ВНИИЯГ (И.С. Файзуллин), является метод сейсмоакустического воздей-
ствия (САВ) на пласт. Он основан на использовании упругих волн. Основ-
ные эффекты, возникающие при прохождении упругих волн через насыща-
ющие пористые среды, сводятся к следующим [185]:
- ускорение до 1 000 раз |равитациопной сегрегации нефти и воды;
- увеличение относительных фазовых проницаемостей для нефти в боль-
шей степени, чем для воды;
- увеличение в десятки раз скорости и полноты капиллярного вытесне-
ния нефти водой;
- возникновение сейсмоакустической эмиссии в породах коллектора,
сопровождающей возникновение трещин;
- изменение напряженного состояния пород коллектора и связанное с
этим изменение структуры порового пространства.
Первые три эффекта возникают лишь при достаточно больших интенсив-
I юстях воздействия и соответственно больших акустических давлениях (1000-
10000 Па). Такое давление, создаваемое скважинным излучателем, быстро
затухает с расстоянием, и па удалении 1000 м от скважины амплитуда дав-
ления не превышает 0,1 Па. Поэтому эти эффекты проявляются в ближай-
шей от скважины зоне. В зонах, удаленных от скважины, имеют место лишь
слабые упругие колебания. При длительном воздействии этих колебаний
происходит накопление дефектов на неоднородностях пород, которые под
действием напряженного состояния приводят к образованию трещин и вы-
зывают сейсмоакустическую эмиссию и изменение структуры порового
пространства, разуплотнение или уплотнение пород. Соответственно долж-
но наблюдаться увеличение или уменьшение дебитов скважин. Образование
трещин, в свою очередь, способствует возникновению сейсмоакустичес-
ких импульсов с давлением порядка 103 Па, которые ведут к появлению
первых трех эффектов.
Таким образом, все перечисленные эффекты при сейсмоакустическом
воздействии проявляются в зоне с радиусом больше 1000 м.
Увеличение продуктивности пластов происходит за счет увеличения пол-
ноты капиллярного вытеснения нефти водой, вовлечения в разработку ту-
288
Раздел второй
пиковых, застойных и недренируемых участков коллектора в результате об-
разования микротрещин и изменения структуры порового пространства.
Таким образом, имеются реальные предпосылки увеличения нефтеотда-
чи пластов при использовании указанных выше излучателей сейсмоакусти-
ческих импульсов. При этом минимальное количество импульсов при воз-
действии, как следует из расчетов, должно составлять порядка 10000. Эта
цифра и была принята за основу при проведении натурных экспериментов,
которые дали положительные результаты.
Опытно-промышленне работы по сейсмоакустическому воздействию
проводились в 1993-1995гг. на Абдрахмановской площади. Проведенные
испытания показали высокую эффективность метода. В настоящее время он
нашел широкое применение на залежах в терригенных и карбонатных отло-
жениях Ромашкинского и других месторождений РТ.
Волновые методы способствуют повышению нефтеотдачи, их примене-
ние перспективно для различных стадий разработки.
7.2.2.(4). Вибровоздействие
Один из частных случаев волновых методов - восстановление приемис-
тости нагнетательных скважин виброобработкой [186]. На промыслах Та-
тарстана были успешно проведены эксперименты по виброобработке нагне-
тательных скважин с применением забойных пульсаторов конструкций ин-
ститута «ТатНИ ПИнефти».
Существует ряд способов виброобработки и устройств для ее проведения.
Сравнительно широкое распространение получило применение так называе-
мого гидравлического золотникового вибратора (ГВЗ), разработанного в инсти-
туте МИНХ и ГП. На промыслах Татарстана были успешно проведены экс-
перименты по виброобработке водонагнетательных скважин с применением
забойного пульсатора ЗП1М, созданного в институте «ТатНИПИнефть».
Вибраторы типа ГВЗ и пульсаторы ЗП1М спускают в скважину на насос-
но-компрессорных трубах (НКТ). Спуско-подъемные операции с НКТ зна-
чительно усложняют и удорожают процесс виброобработки в целом. С це-
лью снижения эксплуатационных затрат в процессе виброобработки в ин-
ституте «ТатНИПИнефть» были разработаны конструкция вставного
забойного пульсатора ПВ-54 и технология виброобработки призабойной зоны
водонагнетательных скважин с его применением.
7.2.2. (5). Электромагнитное воздействие
Магнитные технологии добычи нефти (А.Х. Мирзаджанзаде, А. Мамед-
заде) основаны на влиянии полемагнитного устройства на реофизические и
термохимические свойства добываемых жидкостей и закачиваемых в пласт
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
289
водных растворов, а также элекгрокинетические свойства взаимодействия
омагниченных жидкостей с окружающими их поверхностями [143].
Техническое проведение магнитной обработки водных растворов (МОВ)
не столь сложно, как многие другие виды облагораживания свойств зака-
чиваемых в пласт водных растворов с целью улучшения коллекторских
свойств призабойной зоны. В результате МОВ увеличивается охват пласта
воздействием на 20-30% и приемистость нагнетательных скважин па 15—
20%, что в ряде случаев приводит к общему эффекту увеличения темпов
отбора на 50-70%.
7.2.3. Системы разработки с горизонтальными скважинами
7.2.3.(1). Разработка месторождений с применением горизонтальных
и разветвленно-горизонтальных скважин (ГС и РГС)
Поскольку основным способом разработки месторождений России яв-
ляется заводнение нефтяных пластов,то вполне закономерно отдатьнриори-
теттаким технологиям интенсификации нефтедобычи, которые применимы в
сложившейся системе разработки нефтяных залежей и в сочетании с уже
развитыми МУН обеспечивают синэнергетический эффект.
В настоящее время все в больших масштабах применяется горизонталь-
ное (ГБ) и разветвленно-горизонтальное (РГБ) или многозабойное бурение.
Сейчас в мире пробурено более 33 тысяч скважин с горизонтальными ство-
лами, в России порядка 1500, в Татарстане более 300 скважин, в эксплуата-
ции находится 270 ГС на 23 месторождениях.
Горизонтальная скважина—это скважи-
на конечной длины, ось которой проходит
между кровлей и подошвой пласта с уг-
лом наклона 80-100° относительно верти-
кали.
Конструкции горизонтальных скважин,
в основном, трехколенные и приведены в
таблице 7.7. Профиль ГС в основном 5-ин-
тервальный, который включает следующие
участки: вертикальный, набора зенитного
угла, стабилизации, набора зенитного угла
и горизонтальный (рис.7.30), схема разме-
щения скважин показана на рис. 7.31
Мировой опыт свидетельствует об эф-
фективности горизонтальных скважин
в следующих случаях [ 187]:
Рис. 7.30. 11рофиль горизон-
тальной скважины в РТ
290
Раздел второй
— при разработке трещиноватых коллекторов с высокой горизонтальной
проницаемостью;
- при освоении залежей углеводородного сырья с ограниченной площа-
дью для установки бурового оборудования;
Таблица 7.7
Конструкции горизонтальных скважин в ОАО «Татнефть»
Наименование Диаметр, мм Глубина спуска колонны, м Уровень цемента за колонной
долота колонны
Вариант I на верхние горизонты (бобриковский)
Направление 393,7 324 До 40 Устье скважины
Кондуктор 295 245 До 350 -« -
Эксплуатаци- онная колонна 215,9 168 (146) До забоя - « -
Вариант II на верхние горизонты (бобриковский)
Направление 393,7 324 До 40 Устье скважины
Кондуктор 295 245 До 350 -«-
Эксплуатаци- онная колонна 215,9 168 (146) До кровли продуктив- ного горизонта - « -
Хвостовик 139,7; 144 (120,6; 124) 114 (Ю2) До забоя с перекры- тием башмака э/к не менее 100 м С перекрытием не менее 100 м от башмака э/к
Или Профильный перекрыватель 144 (124) ОЛКС-140У (ОЛКС- 120У) До забоя с перекры- тием башмака э/к не менее 10 м Без цементирования
Вариант III на верхние горизонты (турнейские отложения)
Направление 393,7 324 До 40 Устье скважины
Кондуктор 295 245 До 350 -«-
Эксплуатаци- онная колонна 215,9 168 (146) До кровли продуктив- ного горизонта -«-
Необсаженный ствол 139,7: 144 (120.6; 124) - - -
(девонские отложения)
Направление 393,7 324 До 40 Устье скважины
Кондуктор 295 245 До 350 - « -
Эксплуатаци- онная колонна 215,9 168(146) До кровли продуктив- ного горизонта - « -
Хвостовик 139,7; 144 114 До забоя с перекры- тием башмака э/к не менее 100 м С перекрытием не менее 100 м от башмака э/к
Или Профильный перекрыватель 144(124) ОЛКС-140У (ОЛКС- 120У) До забоя с перекры- тием башмака э/к не менее 10 м Без цементирования
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
291
— для повышения нефтеотдачи пластов при доразработке месторождений
на поздней стадии эксплуатации;
- при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного
образования газового и водного конусов;
- при разработке локальных залежей углеводородного вещества и др.
Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотню мет-
ров, а в отдельных случаях на несколько сотен метров, могут вскрыть в
неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницае-
мостью, что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз
выше, чем по вертикальным. Следовательно, повышается степень охвата
пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие ра-
бочим агентом.
Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными
подгазовыми зонами и водонефтяпые залежи значительно меньшим числом
скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.
Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин сви-
детельствует о том, что их применение позволяет значительно улучшить те-
кущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллек-
торов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансо-
вые: в частности, темпы отбора нефти для систем ГС по сравнению с
системами вертикальных скважин (ВС) повышаются в 3-5 раз, увеличива-
ются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предполо-
жить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выра-
ботки запасов выше уровня рентабельности. Годовой темп отбора может
быть не менее 2-3%, в то время как при применении ВС этот показатель не
превышает 1-1,5%. При этом необходимо отметить, что удельные извлекае-
мые запасы в расчете на одну ГС в 2-3 раза выше, чем для ВС.
Использование ГС требует вследствие сокращения их общего числа на
объектах значительно меньших (в 1,5-2 раза) капитальных вложений на бу-
рение скважин при относительном росте (до 70%) стоимости каждой ГС за
счет усложнения их конструкций. Заметим, однако, что при массовом буре-
нии ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, мо-
жет быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает еще более благо-
приятные предпосылки для повышения эффективности использования ГС.
В РТ горизонтальная технология наиболее эффективно применяется для
увеличения извлекаемых запасов за счет [ 188,189]:
- понижения кондиционных значений пород-коллекторов (по терриген-
ным породам пористости 7-8%, проницаемости ниже 0,030-0,070 мкм2; кар-
бонатам - по пористости ниже 5-6%), т.е. перевода части неизвлекаемых
запасов в извлекаемые и отбора нефти из пород со слоистым и пятнистым
нефтенасыщением;
292
Раздел второй
- выработки части остаточных (после применения систем разработки
с заводнением) слабоизмененных запасов на поздней стадии разработки ме-
сторождений;
—повышения нефтеотдачи при применении систем разработки с горизон-
тальными скважинами на малоэффективных месторождениях с трудноизв-
лекаемыми запасами (залежи высоковязких нефтей в терригенных и карбо-
натных коллекторах, слабопроницаемые породы, пласты с подошвенной
водой).
Новейшие исследования позволяют рекомендовать широкое примене-
ние бурения дополнительных стволов (горизонтального и разветвленно-
горизонтального) в существующих скважинах, расположенных в завод-
ненных зонах в направлении невырабатываемых или слабовырабатывае-
мых пластов с большим нефтесодержанием. Последнее направление со
временем может превратиться в самостоятельную высокоэффективную си-
стему разработки на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторожде-
ния, задачей которого станет устранение недостатков реализуемой системы
разработки и ее дальнейшее радикальное совершенствование. Еще более
эффективной эта технология может оказаться в комплексе с применением
современных МУН.
Нефтеотдача при этом может увеличиться по отложениям терригенного
девона до 60-65% (против 50-53%), терригенным отложениям нижнего кар-
бонадо 45-50% (против 30^40%), по карбонатным коллекторам до 25-30%
(против 12—20%). Это дополнительные сотни миллионов тонн нефти. Одна-
ко в настоящее время ГБ применяется в основном для разработки залежей
нефти в неоднородных, малопродуктивных карбонатных коллекторах на на-
чальной стадии разработки, реже для выработки вязких нефтей в высоко-
продуктивных терригенных пластах бобриковского горизонта, также на на-
чальной стадии освоения [205,206].
Объемы горизонтального бурения и технологические показатели по РТ
приведены на рис. 7.32 а, 7.32 б.
Средняя длина горизонтального участка по анализируемым скважинам
составила 256 м, в т.ч. 282 м по скважинам, пробуренным на башкирский
ярус, 145 м - на бобриковский горизонт, 241 м - на серпуховский гори-
зонт, 269 м - на турнейский ярус и 303 м - на данково-лебедянский гори-
зонт. Средний начальный дебит по ГС составил 7,4 т/сут., в т.ч. по башкирс-
кому ярусу - 4,0 т/сут., по бобриковскому -21,0 т/сут., по серпуховскому -
6 т/сут., турнейскому ярусу - 6,3 т/сут., данково-лебедянскому горизонту -
5,5 т/сут.
Средний текущий дебит по анализируемым 239 горизонтальным скважи-
нам составил 6,4 т/сут., в том числе по башкирскому ярусу - 3,0 т/сут., по
бобриковскому - 19,8 т/сут., по серпуховскому - 5,9 т/сут., турнейскому
ярусу — 5,1 т/сут., данково-лебедянскому горизонту — 1,3 т/сут. По началь-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
293
ным и текущим дебитам самыми успешными скважинами считаются сква-
жины, пробуренные на бобриковский горизонт.
Анализ последних лет показывает, что средний текущий дебит нефти го-
ризонтальной скважины по карбонатным залежам превышает дебит нефти
вертикальной скважины в 1,7 раза, во времени обеспечивается стабильность
общего среднего дебита нефти, а по терригенным залежам (бобриковский
горизонт) выявлен рост дебита нефти во времени. Всего по горизонтальным
скважинам добыто более 450 тыс.топи нефти.
С 1998г. в республике наблюдается рост строительства ГС, начинается
новый этап. Оснащение буровиков современными техническими средства-
ми (навигационные системы MWD, забойные двигатели с изменяемой гео-
метрией и т.д.), а также новая организация работ с созданием службы гори-
зонтального бурения (ООО «Горизонт») позволили значительно повысить
технико-экономические показатели строительства ГС и их продуктивность.
Был осуществлен полный переход на двухэтапный цикл строительства ГС с
предварительным спуском 168 мм колонны па кровлю продуктивного плас-
та и последующим его вскрытием долотами малого диаметра 140-146 мм
на легких растворах неиопогеппых ПАВ или малоглинистых полимерных
растворах.
В результате применения новых технических средств и технологий сро-
ки строительства ГС сокращены в два раза. Коммерческая скорость вырос-
ла с 600 до 1200 м/ст.мес., продолжительность бурения горизонтальных ство-
лов снижена с 25 до 5 суток. Относительная стоимость скважины снижена
с 2,2 до 1,5 раза.
Работы по оперативному геомоделированию и непрерывному навига-
ционному и геолого-технологическому сопровождению при бурении ГС,
выполняемые ООО «Горизонт», позволяют управлять траекторией и раз-
мещать горизонтальный участок ствола в наиболее продуктивных интер-
валах и пластах.
Широкое применение ГС в РТ нашли при разработке залежей нижнего и
среднего карбона. Но технологии бурения ГС на отложения терригенного
девона до настоящего времени не отработаны, здесь проводятся ОПР. Ре-
зультаты обнадеживающие. Скважина №3922, пробуренная на Жмакинском
участке Бавлинского месторождения, дала дебит нефти, более чем в 10 раз
превышающий дебит обычной скважины.
По результатам бурения этих скважин можно будет определить перспек-
тивы применения горизонтального бурения на отложениях терригенного де-
вона. Здесь планируется бурение опытных ГС для повышения эффективнос-
ти эксплуатации водонефтяных зон, увеличения нефтеотдачи заводненных
пластов и выработки слабопроницаемых коллекторов.
В случае отработки технологий ГБ для терригенных отложений девона
объем работ может резко возрасти за счет бурения на Ромашкинском, Ново-
294
Раздел второй
Елховском и других крупнейших месторождениях РТ для повышения охва-
та залежей дренированием на поздней стадии разработки. Высокопродук-
тивные девонские залежи крупнейших месторождений РТ обретут «второе
дыхание».
Наиболее продвинулись в организации горизонтального бурения ОАО «Уд-
муртнефть». Здесь по инициативе б.генералыюго директора В.И.Кудинова
был организован мощный комплекс по техническому оснащению буровых
бригад для ГБ, созданы совместные предприятия с рядом зарубежных фирм,
закуплено отечественное и импортное оборудование, усовершенствованы
технологии ГБ, методы подбора участков и проектирования горизонтально-
го бурения. Все это позволило достичь хороших результатов при бурении
горизонтальных скважин на сложпопостроенных месторождениях [141].
Успешный опыт бурения горизонтальных скважин накоплен в ОАО «Сур-
гутнефтегаз». Здесь па разных месторождениях построено более 800 гори-
зонтальных скважин различной конструкции [ 190].
Динамика объемов строительства горизонтальных скважин в ОАО «Сур-
гутнефтегаз» приведена на рис. 7.33.
Рис. 7.33. Динамика объемов строительства горизонтальных скважин
ОАО «Сургутнефтегаз»
В ОАО «Сургутнефтегаз» на Федоровском месторождении, которое спро-
ектировано полностью для разбуривания по горизонтальным технологиям,
на первоочередном участке применены новейшие зарубежные и отечествен-
ные разработки, позволяющие существенно повысить эффективность ГБ.
Типовая конструкция скважин на Федоровском месторождении показа-
на па рис. 7.34, размещение скважин на рис. 7.35, профиля на рис. 7.36,
7.37, схема кустования на рис. 7.38.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
295
Рис. 7.35. Федоровское месторождение. Схема размещения ГС
по пласту АС5-8 (фрагмент)
Технологической схемой разработки пласта АС4 Федоровского место-
рождения предусмотрено бурение более 950 горизонтальных скважин с про-
странственным искривлением. При средней проницаемости продуктивного
пласта не более 0,5 мкм2 трудности при извлечении нефти были связаны с
прорывами газа и воды в добывающие, наклонно направленные скважины.
Проектная длина горизонтального участка на Федоровском месторождении
составляет 550 м при глубине по вертикали 1900 м. В связи с тем, что рас-
стояние от газонефтяного контакта (ГНК) до водонефтяного контакта (ВНК)
всего 12 м, а средняя эффективная нефтенасыщенная толща составляет 5,6 м,
горизонтальный участок скважины прокладывается в заданном коридоре с
допуском ± 1 по вертикали. Принципиальной новизной научных и техничес-
ких решений для Федоровского месторождения явилось то, что впервые в
мировой и отечественной практике для разработки тонкой нефтяной отороч-
ки водонефтегазовой залежи запроектирована строгая система горизонталь-
ных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин, максимально
учитывающая геологическое строение пластов.
Дальнейшее развитие горизонтальное бурение в ОАО «Сургутнефтегаз»
получило на месторождениях с залежами нефти в низкопроницаемых и сред-
непроницаемых коллекторах (менее 0,1 мкм2). В связи с тем, что при вскры-
тии средне- и низкопроницаемых коллекторов необходимы особые меры но
предотвращению загрязнения пласта при первичном и вторичном вскрыти-
ях, вскрытие пласта и бурение горизонтального участка осуществляются с
296
Раздел второй
применением безглинистых буровых растворов (различных биополимерных
систем). При этом в конструкцию скважины входят кондуктор 245 мм-750 м,
эксплуатационная колонна 168 мм-в кровлю продуктивного пласта, гори-
зонтальный участок обсаживается хвостовиком-фильтром диаметром 114 или
102 мм без цементирования. Длина горизонтального участка в этих скважи-
нах составляет от 200 до 600 м. Применение горизонтального бурения для
разбуривания таких месторождений позволило увеличить начальные дебиты
по сравнению с дебитами наклонно направленных скважин в 2,5—8 раз.
В порядке обобщения опыта проводки и эксплуатации ГС, проведенного
ТатНИПИнефть, можно привести некоторые сравнительные данные по опыту
соседних регионов, в частности по Башкортостану и Удмуртии [ 141,189,191 ].
Первое—кратность увеличения дебитов ГС относительно ВС па объектах
типа верейско-башкирских (с низкими коллекторскими и кондиционными
значениями) находится во всех трех районах в пределах 2 раз. В кондицион-
ных отложениях турнейского яруса (Онбийское и Мишкипские месторож-
дения) эта цифра достигает 6,8-7,2 раза. Абсолютные значения дебитов ГС
коррелируются величинами дебитов ВС - во сколько раз выше дебит верти-
кальных скважин сравниваемых объектов или регионов (в нашем случае в
2,38 раза), почти во столько же раз выше и дебит горизонтальных (2,31).
Средние дебиты ГС в терригенных коллекторах (в основном нижнего кар-
бона) по Удмуртии и Башкортостану колеблются в одних пределах (12,5 и
13,2 т/с), а по Татарстану - 21,5 т/с.
Бурение с использованием новой технологии требует применения управля-
емых забойных двигателей, позволяющих бурить РГС с коротким (18-27 м) и <
ультракоротким радиусом (6-12м). Бурение одного БГС оценивается в 22%
от стоимости новой вертикальной скважины (например, в США 350 тыс.
долларов — новая, 75 тыс. долларов — БГС). Следующие стволы многоза-
бойных скважин (МЗС) имеют меньшие стоимости. Технически отработаны
строительство и эксплуатация шести стволов с доступом в каждый ствол.
Реализация таких схем заканчивания скважин определяется техническими
устройствами (выход из ствола, ее конструкция, управляющие устройства и
т.д.) и средствами ориентирования и навигации. На семинаре, который про-
водил в мае этого года «Халибуртон» в Москве, были продемонстрированы
многофункциональные устройства для оборудования забоя таких скважин -
для предотвращения загрязнения пласта при глушении, предотвращения
выноса песка, избирательной водоизоляции (рис. 7.39). Часть этого обору-
дования, в частности отсекатели пласта, широко опробованы в Сибири (бо-
лее 800 устройств), Башкортостане (20 шт.).
Именно к числу таких технологий относятся, как показано в работе [208,
209], горизонтальные технологии нефтеизвлечения (ГТНИ): бурение и эксп-
луатация скважин сложной конструкции (горизонтальные, многозабойиые,
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
297
разветвленные горизонтальные скважины - ГС, МГС, РГС и др.), реанима-
ция неэффективного фонда скважип путем бурения дополнительных вторых,
в частном случае — боковых горизонтальных стволов (БГС). В ближайшее
время предполагается строительство многофункциональных (интеллектуаль-
ных) скважин.
На семинаре также демонстрировались различные виды многозабойных
скважин (рис. 7.40).
В настоящее время ОАО «Татнефть» проводит опытно-промышленные
работы по бурению многозабойных скважин (МЗС), с 2-4 стволами в ин-
тервале продуктивного пласта. Результаты пока обнадеживают: по 10 пробу-
ренным скважинам средний дебит нефти при освоении составил 19,1 т/сут,
против 4,1 т/сут по вертикальным окружающим скважинам. Такие скважи-
ны могут дать значительный эффект в плотных карбонатных коллекторах
достаточной мощности, залежах высоковязких нефтей в терригенных и
карбонатных пластах Татарстана. Перспективы внедрения при положитель-
ных результатах бурения и эксплуатации большие. Современная конструк-
ция горизонтально-разветвленной скважины в ОАО «Татнефть» показана
на рис. 7.41.
Однако бурение ГС и МЗС не растет теми темпами, которые предсказыва-
лись многими специалистами в девяностые годы прошлого века. Теорети-
ческие исследования, результаты строительства и эксплуатации десятков и
сотен горизонтальных скважин свидетельствуют, что ожидаемая высокая
эффективность применения горизонтальной технологии в большей степени
зависит от особенностей геологического строения продуктивного пласта—
его расчлененности, анизотропии, характера трещиноватости, неоднородно-
сти, пористости, проницаемости, толщины и т.д., чем в случае вертикаль-
ных скважин.
В 2004 году пробурена первая в России четырехствольная горизонталь-
ная скважина №8249г на турнейские отложения залежи №51. Профиль сква-
жины представлен на рис. 7.42а, 7.426. Как показывает график бурения
(рис.7.41 в), цикл строительства скважины №8249г составил 55 суток, об-
щая длина по продуктивному пласту 543 м. В настоящее время идет процесс
освоения скважины, дебит скважины составил 10 т/сут нефти (при дебите
окружающих - 3,7 т/сут).
Автор уникальных технологий бурения горизонтальных и разветвленных
скважин А.М. Григорян видит еще более широкие перспективы их примене-
ния. Им еще в 1953г. в «Ишимбайнефти» была пробурена первая в мире
разветвленно-горизонтальная скважина №66/45 (рис. 7.43). Суточный де-
бит ее составил 120 т, что в 17 раз превышает дебит обычных вертикальных
скважин, при стоимости бурения всего в 1,5 раза выше.
298
Раздел второй
Еще более поразительные результаты были получены А.М.Григоряном
при бурении РГ скважин на старых месторождениях. Ярким примером тако-
го явления РГ скважина, пробуренная им на очень старом участке «Борис-
лавиефти». При 5 стволах РГ скважина вступила в эксплуатацию с дебитом
28 т/сут, тогда как на расстоянии в 30 40 м от нее у старых скважин (кото-
рые эксплуатировались с 1914г.) дебит нефти составлял всего 0,2—0,4 тон-
ны в сутки, т.е. от 5 ответвлений был получен дебит не в 5 раз, а в 80 раз
больший! Совершенно очевидно, что, несмотря на 40 лет эксплуатации с та-
кой густой сеткой обычных скважин, в пластах остаются значительные оста-
точные запасы, и в том числе в непосредственной близости от их забоев.
Основные элементы технологии бурения РГ скважин, отработанные
А.М. Григоряном еще к 70-м годам прошлого столетия, следующие:
- ответвления забуриваются из открытого ствола без установки цемент-
ных мостов или клиньев-уипстоков (в породах средней твердости процесс
занимает 30-60 минут);
— ввод инструментов, оборудования, хвостовиков бурильной колонны и
др. в любое заданное ответвление (при любом числе ответвлений) выполня-
ется безошибочно и без использования приборов или клиньев-уипстоков
(процесс занимает до 20 минут);
— автоматическое (само собой) вскрытие высокопродуктивных зон объек-
та, без их поиска и без затрат дополнительного времени;
- крепление (при необходимости) и освоение ответвлений без затрат до-
полнительного времени;
— геофизические измерения всех ответвлений;
— дополнительные стволы направляются и вскрывают высокопродуктив-
ные зоны нефтяного объекта автоматически, без использования какой-либо
аппаратуры;
- скорость бурения ответвлений зависит от горной породы и возможнос-
тей стандартного забойного двигателя;
-ствол противофонтанпой скважины при ликвидации открытых фонта-
нов безошибочно соединяется со стволом фонтанирующей скважины, даже
если его местоположение неизвестно (автор выполнил соединение на двух
фонтанах).
А.М. Григорян спроектировал бурение скважин-гигантов для глубин (по
вертикали) до 2000 м путем значительного (до нескольких километров) уве-
личения горизонтальных интервалов с многочисленными ответвлениями
(рис. 7.44).
Однако для строительства таких скважин нужны особые геологические
условия. Это должны быть либо многопластовые объекты, аналогичные раз-
рабатываемым крупным месторождениям Зап.Сибири с десятками пластов,
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
299
либо мощные массивы нефтенасыщениых карбонатных коллекторов. При
этом на скважину должны приходиться извлекаемые запасы, исчисляемые
миллионами тонн. Концентрация (плотность) запасов должна быть достаточ-
ной для бурения скважин гигантов. Таких условий в Волго-Уральской НГП
весьма мало.
Эти скважины могут применяться в залежах с большой мощностью не-
фтяных пластов с весьма большой неоднородностью (Юрубчено-Тахомовс-
кая зона, Салымское месторождение в Зап.Сибири).
А.М. Григорян считает (и мы с ним в основном согласны): «Создан но-
вый тип нефтяных скважин - разветвленно-горизонтальных (РГ) - с разви-
той корневой системой, что является революционным этапом в прогрессе
нефтедобывающей промышленности.
РГ скважины вступают в эксплуатацию с текущими дебитами, как мини-
мум, в 20 раз превышающими дебиты соседних обычных скважин, но, что
еще важнее, удваивается (как минимум) и конечная нефтеотдача продуктив-
ных пластов.
Применяя новый тип скважин с развитой корневой системой, мы, прак-
тически, открываем «свежие» залежи нефти на старых, полностью обустро-
енных нефтепромыслах.
Дополнительный эффект от этой технологии—экономия времени и средств
на поиск, разведку и обустройство новых площадей».
Разветвленно-горизонтальное бурение позволяет повысить охват залежи
разработкой, но не может решить все проблемы повышения нефтеизвлече-
ния. Особенно это относится к системам разработки с применением завод-
нения. Здесь необходимо решить множество сложнейших проблем, связан-
ных с исследованием источников обводнения и изоляции их в процессе эк-
сплуатации. Усложняются работы па поздней стадии разработки по
применению новых МУН. Поэтому предпочтительно применять РГ бурение
в определенных геологических условиях (на месторождениях, разрабаты-
ваемых па природных режимах, на залежах с нетрадиционными коллектора-
ми, на месторождениях высоковязких нефтей и на завершающей стадии раз-
работки месторождений).
7.2.3. (2). Повышение эффективности использования
пробуренных ранее скважин
В последние годы в связи с прогрессом в бурении скважин стали широ-
ко применяться методы повышения эффективности работы старого их фон-
да. Работы ведутся в следующих направлениях:
—углубление забоев скважин с целью вскрытия нижележащих нефтяных
пластов в малодебитных или отработанных по основному объекту скважинах;
300
Раздел второй
- забуривание вторых стволов в малодебитных или аварийных скважинах;
—бурение горизонтальных стволов из ранее пробуренных малодебитных
или обводненных скважин по направлению улучшения коллекторских свойств
пластов и увеличения нефтесодержания в них.
Данные методы позволяют существенно (в 2-10 раз) повысить дебиты сква-
жин при сравнительно меньших затратах, чем на бурение новых скважин.
Это направление для старых нефтедобывающих районов, каковым явля-
ется Татарстан, наиболее перспективно. Для его развития имеются все необ-
ходимые условия: большой фонд пробуренных скважин, отработанность
основных пластов в пробуренном фонде скважин, наличие большого числа
невыработанных пластов как в основном эксплуатационном объекте, так
особенно в вышележащих отложениях. Это позволяет забуривать горизон-
тальные стволы в различных частях разреза. Здесь могут буриться не только
горизонтальные, но и горизонтально-разветвленные стволы.
Особо следует остановиться па результатах бурения горизонтальных ство-
лов в старых скважинах. На Абдрахмановской площади в скважинах 14076
и 23535 была успешно осуществлена вырезка «окна» в эксплуатационной
колонне диаметром 168 мм и проводка но песчаникам Д горизонтального
участка ствола длиной 62-75 м. Работы выполнялись с установок БУ-75
БРЭ с использованием забойной техники и навигационных приборов фир-
мы «Истман Кристенсен». Первоначальный дебит скважин составлял 2 т/сут
жидкости при обводненности 82 90%. После освоения горизонтальных уча-
стков дебиты составили 6-10 т/сут при обводненности 2-40%. В настоящее
время (через 8 лет) дебиты колеблются в пределах 4-6 т/сут.
Т аким образом, в старых нефтедобывающих районах (Татарстан, Баш-
кортостан) все более широкое развитие приобретают технологии бурения
боковых горизонтальных стволов из старых скважин (БГС). Они имеют ряд
особенностей, связанных, прежде всего, с восстановлением и продлением
срока использования пробуренного фонда скважин, решением задач по раз-
работке ниже и выше зале! ающих нефтяных горизонтов, повышением КИП
через уплотнение сетки и т.д. [ 192].
Технология реанимации скважин бурением БГС в РТ весьма эффектив-
на, окупаемость высокая Дебиты восстановленных скважин в зависимо-
сти от объектов и исполнителей колеблется от 4 до 20 т/сут, против перво-
начальных 0,8-2 т/сут. Стоимость работ составляет в среднем 40-60% от
стоимости новых скважин В частности, на объектах Азнакаевского НГДУ
в исполнении Азнакаевского «Горизонта» получен средний дебит 12,4 т/сут,
ЗАО «Геология» - 8,5 т/сут, Азнакаевского УПНП и КРС-7,3, Азнакаевско-
го УБР-5,2, «Удмуртнефть-бурение» -3,1 т/сут, соответственно, при сред-
них стоимостях 2,7-5,5 млн.руб. (табл. 7.8).
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
301
Таблица 7 8
Эффективность бурения БС, ГС, БГС за 2000 2004гг. по ОАО «Татнефть»
Боковые стволы в старых скважинах
Показатели Годы
2000 2001 2002 2003 2004
Количество скважин 31 29 32 46 41
Дебит нефти, т/сут 3.34 4.46 3.06 5.32 5.8
Стоимость, млн.руб./сут 2.97 2.74 3 68 4 88 6.3
Боковые горизонтальные стволы в старых скважинах
Показатели Годы
2000 2001 2002 2003 2004
Количество скважин 20 26 22 18 29
Дебит нефти, т/сут 8.75 5.96 4 27 10 26 8.1
Стоимость, млн.руб./сут 3.74 4.27 5.03 9.49 10.2
Вновь пробу ренные горизонтальные скважины
Показатели Годы
2000 2001 2002 2003 2004
Количество скважин 17 34 30 48 40
Дебит нефти, т/сут 7.1 9.4 6.7 8.3 8.3
Стоимость, млн.руб./сут 7.02 7.26 8 88 9.71 14.3
Вертикальные скважины
Показатели Годы
2000 2001 2002 2003 2004
Количество скважин 340 546 432 366 307
Дебит нефти, т/сут 4.7 5.0 48 59 6.0
Стоимость девон, млн.руб./сут 5.8 6.3 7.2 7.7 7.4
Стоимость карбон, млн.руб./сут 3.9 4.2 4.8 5.1 4.9
О высокой эффективности бурения БГС говорят и специалисты Башкор-
тостана. По состоянию на 01,07.02г. дополнительная годовая добыча из вве-
денных в эксплуатацию БГС по АНК «Башнефть» составила 103,2 тыс.т,
накопленная -853,1 тыс.т нефти [191].
Систематически проводится анализ эффективности разработки залежей
нефти с применением технологии БГС: по стратиграфическим комплексам,
назначению, конструкциям и режимам эксплуатации скважин. В Баш! 1ИПИ-
нефть разработан РД по проектированию, строительству и эксплуатации до-
полнительных стволов скважин. На основании анализа выработаны крите-
рии применимости технологии БГС на месторождениях, а именно: наличие
достаточных, не менее 6-10 тыс.т, извлекаемых запасов, при минимальном
дебите 4—6 т/сут, поддержание пластового давления. В условиях месторож-
дений Башкортостана по целевому назначению бурение БГС производится
302
Раздел второй
на выше- и нижезалегающие горизонты (Туймазы), на ВНЗ пласта CV| Ар-
ланского и др. месторождений, на промежуточные пачки пластов и тупико-
вые зоны многопластовых залежей нефти.
В перспективном периоде широкое применение технологии зарезок бо-
ковых стволов предусматривается в проектах доразработки, прежде всего
крупнейших месторождений-Арланскогои Туймазинского. Впервые, пу-
тем крупномасштабного внедрения сетки скважин из боковых стволов на
Арланском месторождении предусмотрено создание систем разработки воз-
вратных эксплуатационных объектов турнейского яруса и каширского го-
ризонта. По АНК «Башнефть» до 2010 г. предстоит осуществить свыше
1,5 тыс. зарезок боковых стволов из существующих скважин.
Возможности использования старых скважип для увеличения нефтеот-
дачи существенно возрастают за счет использования современных техно-
логий. Одной из перспективных является американская технология ради-
ального вскрытия пластов в эксплуатационной колонне Rad Tech. Схема
такого вскрытия показана на рис. 7.45а. За короткий промежуток времени
в ОАО «Татнефть» такие работы выполнены на 48 скважинах, в т.ч. 11 на-
гнетательных и 37 добывающих. Средний прирост дебита нефти по добываю-
щим скважинам составил 1,64 раза (с 2.54 до 4.17 т/сут) при успешности
88,6%. Приемистость нагнетательных скважин возросла в 2,5 раза. Это пер-
вые результаты. Возможности метода кратно возрастают при одновременном
проведении ОПЗ на вскрытых радиальным способом скважинах (рис. 7.456).
Бурение БГС является перспективным методом повышения охвата за-
воднением старых нефтяных месторождений, находящихся на поздней и за-
вершающей стадиях разработки.
Еще дальше в повышении эффективности бурения боковых стволов по-
шли специалисты ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь». Они применили вскры-
тие продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления (ОПД). С
1994г. по настоящее время силами ООО «ЛУКОИЛ-Бурение-Пермь» восста-
новлено более 70 скважин, в том числе 7 скважин с горизонтальным оконча-
нием. При этом проблема качества вскрытия продуктивного пласта на старом
фонде наиболее актуальна. Особенно для месторождений со сниженным пла-
стовым давлением. Для освоения новой и очень сложной при реализации
технологии была подобрана скважина №709 Гожанского месторождения, про-
буренная в 1991 году как добывающая на девонские месторождения. В 1997г.
скважина переведена на вышележащий башкирский горизонт, по которому
дебит снизился до 0,2 т/сут. В скважине этаж нефтеносности составляет
39 метров. Восстановление скважины было осуществлено в два этапа.
Первый этап - вырезка части 146 мм эксплуат ационной колонны на 5 м
выше кровли продуктивного пласта. Затем бурение бокового ствола с выхо-
дом на горизонтальный участок диаметром 124 мм до кровли продуктивной
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
303
части башкирской залежи. При бурении БС использовался безглинистый
высокоминерализованный раствор ББР-ПМГ плотностью 1,35 г/см3, кото-
рый выполнял роль стабилизатора неустойчивых отложений верейского го-
ризонта в условиях аномально высокого пластового давления (влияние си-
стемы ППД). Крепление БС хвостовиком диаметром 102 мм
Второй этап — вскрытие продуктивной части пласта на депрессии в интер-
вале 1047—1146 м диаметром 85 мм. Вскрытие продуктивного пласта произ-
водилось на нефтегазовой смеси плотност ью 620 кг/м3. При пластовом дав-
лении 8,75 МПа забойное давление находилось в пределах 5,2—6,1 МПа, т.е.
уровень депрессии составил 3,55-2,65 МПа, или от 30% до 40%. Дебит-
скважины №709 оказался выше средневзвешенного по объекту па 5 т/сут,
или в 2,2 раза. Удельный дебит на 1 м мощности продуктивного пласта в
скважине №709 оказался в 2,3 раза выше первоначального и в 5,4 раза
выше текущего (до восстановления). Значительно улучшены и такие пара-
метры как коэффициент продуктивности пласта, гидропроводность, прони-
цаемость, пьезопроводность.
Использование нерентабельных, простаивающих и аварийных скважин
бурением боковых и боковых горизонтальных стволов позволяет:
- восстановить бездействующие, нерентабельные, аварийные скважины;
- вскрыть и подключить к разработке оставшиеся целики, тупиковые зоны,
пропущенные нефтяные пласты и др.;
- повысить нефтеотдачу пластов за счет увеличения площади дрениро-
вания;
- сократить затраты времени и материальных средств на проведение ра-
бот по обустройству и подключению скважип к системе сбора и ППД.
Восстановление малоэффективного фонда бурением БГС обходится де-
шевле, чем бурение новых скважин. В условиях сокращения инвестиций па
строительство скважип бурение боковых стволов является эффективным
средством разработки многопластовых нефтяных месторождений.
Выбор объектов для бурения БГС проводится на основе геолого-про-
мыслового анализа участка залежи (определение наличия неизвлеченных
запасов и оценка первоначального дебита нефти) и оценки технического со-
стояния скважины (эксплуатационной колонны, возможности зарезки и др.).
Технико-экономические показатели строительства БГС в РТ из года в
год улучшаются. Так, цикл строительства БС с 56 суток в 2001г. сократился
до 40 суток в 2003г. Сокращение цикла строительства достигнуто за счет:
- повышения монтажеспособности;
— внедрения мобильных насосно-емкостных блоков;
- использования установок А 60/80;
- повышения квалификации обслуживающего персонала;
- применения неориентируемых компоновок при проводке ствола;
- использования новой подвески и оснастки хвостовиков;
304
Раздел второй
- использования вырезающего устройства конструкции ОЗНО (г.Октябрь-
ский).
Так же повысилась коммерческая скорость бурения с 265 до 322 м
ст./мес., и средняя длина БС увеличилась с 422 м до 490 м. До зарезания
боковых горизонтальных стволов скважины работали со средним дебитом
по жидкости 15,1 т/сут., по нефти — 0,6 т/сут., с обводненностью 75,4 %. На
1.01.2003г. средний дебит БГС по жидкости составил 11,7 т/сут., средний
дебит но нефти-5,3 т/сут., обводненность-47,9%. Дополнительно добыто
нефти из БГС 341,8 тыс.тонн.
Перспективные задачи для сокращения затрат и повышения эффективно-
сти строительства ГС и БГС:
— выбор скважин для строительства производить на основе детального
анализа выработки пластов;
- бурение на депрессии и с использованием колтюбинговой установки;
— внедрение технологии проводки по короткому и ультракороткому ра-
диусу;
- расширение использования данных станции геолого-технологических
исследований (ГТИ) при проводке скважин;
— внедрение технологии забуривания БГС с помощью ориентируемых
клин-отклопителей и фрезов для вырезания окна в эксплутационной колон-
не за одну спускоподъемную операцию;
- применение долот и забойных двигателей повышенной стойкости и дру-
гого современного оборудования.
Однако проблем в широком внедрении горизонтальных, многозабойных
скважин и боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренных сква-
жин достаточно. Причем нерешенные проблемы более геологического, чем
технического характера. Основными являются отсутствие надежных мето-
дов прогнозирования мощности коллекторских свойств и пефтенасыщен-
ности продуктивных пластов, наличия разделов между ними водоносными
пластами, геологическое строение участка, а при бурении БГС — характер
выработки пластов. Сегодня геологическое обеспечение отстает от техники
и технологии бурения. Возникает множество проблем при эксплуатации этих
скважин в вопросах контроля и регулирования процессов разработки. По
названным причинам применение новых технологий существенно ниже, чем
нам представлялось 10 лет назад, в начале проведения данных работ.
7.3. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи
В качестве теплоносителя, применяемого для нагнетания в пласт, исполь-
зуются горячая вода или перегретый пар. В первом случае метод получил
сокращенное название ВГВ — воздействие горячей водой, во втором ПТВ —
паротепловое воздействие. Как горячая вода, так и насыщенный водяной
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
305
пар характеризуются достаточно высокими параметрами по теплосодержа-
нию, они экологически чистые, технически достаточно хорошо освоены
промышленностью. Тепловые МУН исследованы в ряде работ [193-196].
7.3.1. Паротепловое воздействие на пласт (ПТВ)
Традиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт
представляет собой закачку расчетного объема теплоносителя через на-
гнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее про-
движение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой не-
пагретой водой.
Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего
рабочего агента основывается на изменениях свойств нефти и воды, содер-
жащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением
температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение пони-
жаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефте-
отдачу.
Нефтяной пласт в процессе закачки пара нагревается прежде всего за
счет использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, рас-
пространяясь по поровому пространству, конденсируется. Дальнейший на-
грев пласта осуществляется уже за счет использования теплоты горячего
конденсата, в результате чего последний охлаждается до начальной темпера-
туры пласта.
При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения углево-
дородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциаль-
ного давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из оста-
точной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней гра-
нице паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в
нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает до-
полнительное увеличение нефтеотдачи. При температуре 375°С и атмосфер-
ном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плот-
ностью 934 кг/м3.
При ПТВ в пласте образуются три характерные зоны: зона вытеснения
нефти паром; зона горячего конденсат а, где реализуется механизм вытесне-
ния нефти водой в неизотермических условиях, и зона, не охваченная тепло-
вым воздействием, где происходит вытеснение нефт и водой пластовой тем-
пературы. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают вза-
имное влияние (рис. 7.46а).
Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет сни-
жения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздей-
ствием; путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования
растворит елем, что повышает коэффициент вытеснения.
306
Раздел второй
Вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры, особенно в
интервале 20-80°С, поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вяз-
кости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и
более.
Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при началь-
ном увеличении температуры. При достижении определенной температуры
снижение вязкости замедляется. Высоковязкие нефти со значительной плот-
ностью обладают большим темпом снижения вязкости. С повышением тем-
пературы вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды,
что также благоприятствует повышению нефтеотдачи. Для тяжелых нефтей
остаточная нефтенасыщенность уменьшается более резко, особенно при тем-
пературе до 150°С.
Снижение вязкости нефти при ее подогреве ведет к увеличению коэффи-
циента подвижности нефти, что оказывает существенное влияние на коэф-
фициент охвата пласта вытесняющим агентом как по толщине пласта, так и
по площади.
В процессе закачки пара нефть в зависимости от состава может расши-
ряться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пла-
стовых жидкостей.
Влияние отдельных факторов на нефтеотдачу при вытеснении нефти па-
ром оценивается за счет (рис.7.46 б):
- снижения вязкости нефти-до 30%;
— эффекта термического расширения—до 8%;
- эффекта дистилляции - до 9%;
— эффекта газонапорного режима—до 7%;
— эффектаувеличения подвижности—до 10%.
С целью повышения эффективности процесса и рационального исполь-
зования внесенного в пласт тепла (после создания тепловой оторочки, со-
ставляющей 0,6-0,8 порового объема пласта) оторочку продвигают к забо-
ям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагне-
тательные скважины.
Классический процесс вытеснения нефти паром предусматривает непре-
рывное нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар на-
гревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направле-
нию к добывающим скважинам.
При выборе объекта для ПТВ необходимо иметь в виду, что пефтенасы-
щеппая толщина пласта не должна быть менее 6 м. При меньшей толщине
процесс вытеснения нефти паром становится неэкономичным из-за боль-
ших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.
Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теп-
лоты в стволе скважины, которые примерно достигают 3% на каждые 100 м
глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, прони-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
307
цаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм2, а темп вытеснения нефти
должен быть достаточно высоким доя уменьшения потерь теплоты в кровлю
и подошву залежи.
Общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте не должны превы-
шать 50% от поступившей на устое скважины. В противном случае процесс
ПТВ будет неэффективен.
Рис. 7.46. а. Схема непрерывного нагнетания пара
1 - режим истощения при естественной температуре, 4 - дистилляция,
2 - снижение вязкости, 5 - газонапорный режим,
3 - термическое расширение, 6 - изменение подвижности
Рис. 7.46. б. Зависимость нефтеотдачи от различных факторов
при паротепловом воздействии
7.3.2. Вытеснение нефти горячей водой (ВГВ)
Это также тепловой процесс воздействия на нефтяную залежь путем за-
качки в нее горячей воды.
Технология нагнетания в пласт нагретой воды мало чем отличается от
технологии обычного заводнения. Однако эффективность вытеснения нефти
нагретой водой ниже эффективности ее вытеснения водяным паром. Более
того, энтальпия нагретой воды ниже энтальпии водяного пара. И, наконец,
процесс нагнетания нагретой воды менее устойчив, чем процесс нагнетания
308
Раздел второй
пара. Поэтому использовать процесс термозаводнения рекомендуется в тех
случаях, когда нагнетание пара неприемлемо (например, если в пласте при-
сутствует глина, разбухающая в пресной воде). Нагнетание горячей воды
может быть предпочтительнее нагнетания пара и при разработке глубокоза-
легающих пластов, когда теплоноситель должен подаваться под большим
давлением, при росте которого в определенном интервале температур про-
исходит снижение энтальпии пароводяной смеси. Кроме того, можно ис-
пользовать воду, температура которой ниже температуры насыщения, что
позволяет воздействовать на больший объем пласта при нагнетании в него
того же количества теплоты.
Вода при температуре 148,9°С содержит 628 кДж/кг, а насыщенный
пар при той же температуре - 2742 кДж/кг, т.е. более чем в 4 раза. Это еще
не означает, что пар отдает пласту в 4 раза больше тепла, чем то же количе-
ство воды. Если пластовая температура равна 65°С, то 1 кг воды, нагретой
до 148,9°С, передает пласту 356 кДж, а 1 кг пара при тех же условиях -
2470 кДж, т.е. почти в 7 раз больше.
Высокотемпературная вода—это тепловой агент, который технологичес-
ки и экономически целесообразно нагнетать в глубокозалегающие пласты
вместо пара, не доводя его до температуры кипения, так как при высоких
давлениях (например, 25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводя-
ной смеси практически одинакова. Кроме того, при воздействии на глубо-
козалегающие пласты высокотемпературной водой улучшаются характери-
стики эксплуатации как наземного, так и подземного оборудования.
Однако эффективность процесса горячего заводнения ниже паротепло-
вого воздействия, так как для вымывания единицы объема нефтеносного
пласта необходимый объем воды должен быть вдвое больше, чем объем пор
коллектора.
Нагнетание горячей воды в основном используют в тех случаях, когда
нагнетание пара неприемлемо. Это, как отмечалось выше, большие глуби-
ны, а также наличие в пласте глин, разбухающих при контакте с пресной
водой, необходимость поддержания температуры для предупреждения вы-
падения в пласте твердых углеводородов и др.
Тепловые методы разработки месторождений высоковязких нефтей при
всей их эффективности требуют значительных энергозатрат и капитальных
вложений, что в конечном итоге ведет к повышению себестоимости добычи
нефти. Поэтому совершенствование существующих и создание более эф-
фективных и менее энергоемких методов является одной из важнейших за-
дач. С учетом все возрастающих объемов вводимых в разработку запасов
высоковязких нефтей актуальность этой проблемы с каждым годом возрас-
тает. Главным критерием эффективности применения тепловых методов воз-
действия на пласты является получение высоких конечных коэффициентов
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
309
нефтеизвлечения с наименьшими материальными затратами в сравнении с
существующими традиционными методами.
Поскольку нефть в основном пока используется для получения энергии,
то эффективность тепловых МУН может быть определена по энергетическо-
му балансу — по разности между полученной энергией в виде нефти и энер-
гией на ее добычу. Эскпрессно оценить эффективность закачки теплоноси-
теля в пласт можно по паронефтяному отношению, выраженному в количе-
стве закачанного пара на тонну добытой нефти при ПТВ и по количеству
закачанной воды на тонну нефти при ВГВ.
Совершенство технологии оценивается, как правило, общей энергоемко-
стью теплового процесса воздействия на пласт при одинаковом конечном
эффекте повышения нефтеотдачи. Чем меньше тепловых потерь по пути дви-
жения теплоносителя к пласту, чем более полно использование тепла по на-
значению в самом пласте, тем меньше тепла расходуется на извлечение 1 т
нефти, тем совершеннее технология, тем более энергосберегающим эффек-
том она обладает.
Поэтому усилия направляются на достижение этой цели. С самого начала
проектирования систем разработки с вводом теплоносителя в пласт необхо-
димо как можно полнее изучить особенности геологического строения объек-
та и теплопроводность пород. Затем, при проектировании системы разработ-
ки предпочтительнее применять площадные, а не рядные системы разработ-
ки. При применении площадных систем эффективнее используется
теплоноситель. Далее выбираются наиболее совершенные и подходящие для
данных геологических условий технологии. Современные технологии пре-
дусматривают вместо стационарного циклический способ ввода теплоно-
сителя в пласт по различным схемам. В разработке новых технологий в
нашей стране наиболее продвинулись удмуртские нефтяники под руковод-
ством В.И. Кудинова и Б.М.Сучкова [193-196]. Здесь была разработана и
применена принципиально новая высокоэффективная, ресурсосберегающая
технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) на пласт.
В основе этой технологии лежит решение наиболее проблемных задач разра-
ботки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти с
целью повышения конечного нефтеизвлечения и ресурсосбережения.
Главное отличие повой технологии ИДТВ от известных состоит в особом
режиме циклического нагнетания в пласт теплоносителя и холодной воды.
Опытно-промышленное испытание технологии ИДТВ подтвердило более
высокую эффективность процесса по сравнению с технологией ВГВ.
Анализ результатов промышленного испытания показывает, что техноло-
гия ИДТВ обеспечивает значительное увеличение нефтеотдачи матриц но
сравнению с общепринятой технологией нагнетания теплоносителя в пласт с
последующим проталкиванием тепловой оторочки холодным агентом. Me-
310
Раздел второй
тод имеет более высокую тепловую эффективность, что подтверждается ана-
лизом динамки температурных полей.
При ИДТВ формируется сжатая высокотемпературная область с импуль-
сным знакопеременным i еплообмепом между нагнетаемыми агентами и пла-
стом. На основной площади элемента формируются поля с «эффективной»
температурой.
В дальнейшем эта технология была усовершенствована [129]. В резуль-
тате была создана технология импульсно-дозированного теплового воз-
действия на пласт с паузами — ИДТВ(П). Сущность технологии заключает-
ся в том, что при циклической закачке расчетных объемов теплоносителя
и холодной воды на этапе нагнетания воды осуществляются периодически
остановки процесса (паузы). Продолжительность каждой паузы равна вре-
мени восстановления пластового давления в скважинах при их остановке
или смене режима эксплуатации, а суммарная продолжительность остано-
вок в цикле не должна превышать времени, необходимого для закачки в
пласт 10-15% объема воды в данном цикле. ИДТВ(П), в отличие от ИДТВ,
позволяет активизировать не только внутрипластовые термокапиллярные и
термоупругие процессы, но и проявлять гидродинамические упругие силы
между нефтенасыщенными блоками малой проницаемости и высокопропи-
цаемыми разностями окружающих пород (каналами активной фильтрации).
Таким образом, достигается повышение охвата коллекторов вытеснением
и, как результат, увеличение нефтеизвлечения.
Эти технологии испытывались на башкирской залежи Гремихинского
месторождения, представленной порово-трещинными карбонатными коллек-
торами, содержащими тяжелые (0,897 г/см3) высоковязкие (125 мПа • с)
нефти.
Развитие работ по испытанию и промышленному внедрению методов теп-
лового воздействия на Гремихинском месторождении показало, что залежь
нефти пласта Д4 башкирского яруса явилась благоприятным объектом, а
применяемые технологии - эффективными и в технологическом, и в эконо-
мическом отношении.
Расчеты для характеристики пласта Д4 Гремихинского месторождения
показывают, что от теплового воздействия в режиме ИДТВ(П) из низкопро-
ницаемых «блоков» величина нефтеизвлечения составляет примерно 30%,
из которых 10-11% являются эффектом использования пауз. В этом случае
общий коэффициент нефтеизвлечения в зонах, охваченных тепловым воз-
действием, будет достигать величины 0,40- 0,45.
Дальнейшее совершенствование технологии ПТВ удмуртскими нефтяни-
ками проводилось в направлении повышения площадного охвата объекта
тепловым воздействием за счет' использования добывающих скважин, в
результате чего была создана оригинальная технология теплоциклического
воздействия на нефтяной пласт через добывающие скважины (ТЦВП).
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
311
В основе существующих способов ПТВ лежит ввод тепла в пласт путем
нагнетания теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продук-
ции из окружающих добывающих скважин. В этом случае создается одно-
направленное вытеснение нефти в системе «нагнетательная—добывающие
скважины», в зависимости от схемы размещения скважин и характера нео-
днородности объекта воздействия формируются области (а часто только ка-
налы) активной фильтрации и области, не охваченные вытеснением - застой-
ные зоны или, как принято их называть, «целики». Опыт показывает, что
запасы нефти таких «целиков» могут быть весьма велики и соизмеримы с
запасами областей, охваченных вытеснением. Ввод теплоносителя в пласт
циклически (с «паузами») позволяет увеличить нефтеизвлечение. Однако в
силу малых скоростей перемещения «теплового фронта» фонд добываю-
щих скважин «обречен» работать в течение длительного времени в небла-
гоприятных «холодных» условиях. Далее, известно, что при применении
методов нагнетания теплоносителя в пласт используются преимущественно
плотные сетки скважин. То есть здесь и схема размещения скважин, и рас-
стояния между ними определяются не столько геологическими условиями
залежи нефти, сколько характеристикой теплоносителя и картиной тепло-
массопереноса в процессе воздействия. Теплоноситель как агент воздей-
ствия имеет' высокую динамичность потерь тепла в окружающие непродук-
тивные пласты. Технология ТЦПВ предусматривает реализацию следующей
цепочки технических решений и технологических приемов: определение
потребного количества теплоносителя для данного элемента (участка) зале-
жи; расчетное распределение потребного количества теплоносителя между
нагнетательной (центральной) и добывающими скважинами, составляющи-
ми элемент теплового воздействия; определение темпа нагнетания теплоно-
сителя в данный элемент с последующим распределением между паронаг-
нетательной и добывающими скважинами.
Осуществление одного цикла ТЦПВ включаеттри технологических этапа:
1 -й этап - нагнетание теплоносителя осуществляется одновременно че-
рез центральную нагнетательную (НС) и добывающие (ДС) скважины дан-
ного элемента, расположенные через одну; отбор продукции осуществляет-
ся через оставшиеся (через одну) добывающие скважины (рис. 7.47а);
2-й этап отличается от первого тем, что группы добывающих скважин
меняются функциями (рис. 7.476);
3-й этап - нагнетание теплоносителя осуществляется только через цент-
ральную НС, а из всех ДС производится отбор продукции (рис. 7.47в).
Циклы повторяются заданное количество раз.
После реализации всех циклов ТЦПВ и закачки полного потребного ко-
личества теплоносителя переходят к завершающей стадии разработки эле-
мента - центральная НС переводится под нагнетание холодной воды для про-
312
Раздел второй
талкивания остаточной тепловой оторочки, а все ДС находятся в режиме
эксплуатации.
Таким образом, создается единый технологический процесс воздействия
на пласт через систему НС и ДС с постепенным наращиванием охвата кол-
лекторов вытеснением. Это принципиально новый способ разработки не-
фтяных месторождений. Он позволяет решать значительную часть проблем-
ных задач других известных способов.
Основные преимущества новой технологии (ТЦВП) и достигаемые при
этом цели:
— ускоряется процесс рассредоточения ввода теплоносителя в продук-
тивный пласт, что приводит к повышению темпа теплового воздействия
и тепловой эффективности процесса;
- повышается продуктивная характеристика добывающих скважин, что
приводит к интенсификации добычи нефти и повышению темпа выработки
запасов нефти;
— повышается охват коллекторов тепловым воздействием и, как резуль-
тат, повышается конечная выработка запасов нефти;
— создаются условия для использования более редких сеток скважин
и увеличения количества добывающих скважин, обслуживаемых одной на-
гнетательной, т.е. увеличения отношения п Jn
Цель достигается за счет проведения единого технологического процес-
са теплоциклического воздействия на пласт через систему нагнетательных
и добывающих скважин.
Испытание технологии на Гремихинском месторождении Удмур-
тии на участках с 7-точечными и 13-точечными обращенными элементами
воздействия (рис. 7.48) позволило получить дополнительную добычу нефти
и, по расчетам авторов, увеличить нефтеотдачу на 8.4 пункта.
Условные обозначения.
скважина нагнетательная
• скважина добывающая
—-о—• скважина нагнетательная,
• находящаяся в эксплуатации
на нефть
Рис. 7 48. Схема 13-точечного
ОПУ ТЦВП
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
313
Опытно-промышленные работы по площадному вытеснению вязкой не-
фти (64,3 мПа • с) теплоносителем проведены в РТ на Ново-Суксинском
месторождении. Месторождение находится в тектоническом отношении в
краевой части Северного склона ЮТС. По отложениям нижнего карбона
Ново-Суксинская структура расположена в пределах южной прибортовой
части Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы.
Продуктивными являются терригенные отложения бобриковско-радаевс-
кого возраста и карбонатные коллекторы гурнейского возраста, к которым
приурочены две залежи нефти, совпадающие в плане, но намного отличаю-
щиеся по своим размерам.
Основным объектом разработки является бобриковско-радаевский гори-
зонт, представленный пластами (сверху вниз) С,бр13, С брР,С бр1Общая
толщина отложений колеблется от 10,6 до 52,4 м, составляя в среднем 26.5 м.
Пласт С брР часто сливается с нижним. В ряде случаев наблюдается слия-
ние всех трех пластов. В связи с этим все пласты объединены в один объект
разработки, как гидродинамически связанные между собой. Глинистый раз-
дел между нижним и средним пластами изменяется от 0,6 до 2,6 м и состав-
ляет в среднем 1,5 м.
Коэффициент песчанистости по горизонту в целом равен 0,752, расчле-
ненности —2, контур залежи проведен по средней абсолютной отметке ВНК
минус 990 м. Тип коллекторов в основном поровый и порово-трещинный.
Сложены пласты-коллекторы бобриковско-радаевского горизонта песча-
никами. Средние значения пористости по керну — 24,9%, проницаемости -
1,679 мкм2, нефтенасыщенность—94,2%.
ОПР на Ново-Суксинском месторождении РТ по испытанию закачки
в пласт перегретой воды проводились с 1974г. Система размещения сква-
жин треугольная, с расстоянием между ними 400 м. Опытный участок для
термовоздействия расположен в пределах внутреннего контура нефтеносно-
сти и состоял из 5 девятиточечных элементов с расстоянием между скважи-
нами 200 м, которые получены за счет уплотнения существующей сетки
скважин (рис. 7.49).
Объектом испытания метода закачки теплоносителя является пласт Сбр
бобриковского горизонта, залегающий на глубине 1022 1220 м. Вязкость
нефти в пластовых условиях составляет 64,2 мПа с, плотность - 898 кг/м3.
Во внутреннем контуре нефтеносности сосредоточены 56,4% извлекаемых
запасов нефти. Плот ность запасов в этой зоне составляет 1,89 тыс.т/тыс.м2,
в водонефтяной зоне плотность запасов—0,94 тыс.т/тыс.м2.
До 1980г. месторождение разрабатывалось но треугольной сетке с рас-
стоянием между скважинами 400 м. В 1976г. уровень добычи нефти достш
260 тыс.т, однако уже через год он снизился на 7%, а в 1979г. - на 20,3%. В
связи с проектом организации ОПР по закачке пара в нефтяной зоне в 1980г.
314
Раздел второй
было начато бурение уплотняющих скважин по сетке 200x200 м. Всего за
1980-1986гг. было пробурено 36 скважин. Благодаря этому и закачке теп-
лоносителя в 1982г. уровень добычи нефти достиг своей максимальной ве-
личины 292,3 тыс.т, при этом темп отбора составил 5,7% от НИЗ.
Анализ работы скважип показал, что среднесуточный максимальный де-
бит скважин основного фонда был достигнут на второй год эксплуатации
месторождения и удерживался в течение семи лет на уровне 23—28 т/сут. В
последующие годы происходило медленное падение дебитов нефти (через
4 года он составил 61,8% от максимального значения). Максимальный сред-
несуточный дебит нефти по уплотняющему фонду составил 14,1 т/сут. Залем
наблюдалось снижение обводненности добываемой продукции и дебита
жидкости (через 4 года дебит составил 58,2% от максимального).
Под держание пластового давления на месторождении было начато в 1975г.
в законтурные скважины. В 1981г. закачку воды в эти скважины сократили
в связи с проведением опытно-промышленных работ по применению тепло-
вого метода воздействия.
На опытном участке первоочередных работ были обустроены три элемен-
та с нагнетательными скважинами 589, 596 и 597. Согласно проекту разра-
ботки предполагалось осуществлять паротепловое воздействие. Ввиду от-
сутствия скважинного оборудования для закачки пара (термостойкие паке-
ра, теплоизолированные трубы) опытные работы начали с закачки горячей
воды с температурой 250°С. В качестве источника теплоносителя служил
парогенератор фирмы «Стразерс» производительностью 40 т/час пара с ра-
бочим давлением до 16 МПа. Площадная закачка теплоносителя проводи-
лась в 1981-1986гг.
На опытном участке на 1,07.87г. накопленная добыча нефти с начала теп-
лового воздействия составила 788,6 тыс.т, воды - 282,4 тыс.т. Среднегодо-
вая закачка теплоносителя сохранялась па уровне 140 тыс.т, температура на
выходе из парогенератора поддерживалась в пределах 250-260°С. В зави-
симости от приемистости скважип давление изменялось в широких преде-
лах-8-15 МПа.
Распределение закачки теплоносителя по элементам воздействия происхо-
дило неравномерно из-за различной приемистости скважин. В скв.589 и 597
закачивалось более 200 т/сут. горячей воды, а в скв.596 — менее 100 т/сут.
Исследования показали, что температура на забое скв.589 и 597 находится в
пределах 150-160°С при значении на устье 220-230°С, а в скв.596 она
падает до 50-60°С при значении на устье 220-230°С. Тепловые потери по
стволу скв.596 достигают 70-75%. Тогда как по скв.589 и 597 - 25-30%.
Следовательно, высокие тепловые потери обусловлены низкой приемисто-
стью скважин.
Исследования показали низкий охват пластов заводнением по мощности
и неравномерное вытеснение обводнения пластов по высокопроницаемым
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
315
интервалам (скв. 1091), т.е. практически так же, как при заводнении обыч-
ной холодной водой.
Максимальная годовая добыча нефти на участке была достигнута в нача-
ле процесса паротеплового воздействия в 1982г. на уровне 191,5 тыс.т. В
последующем происходило падение добычи, связанное с увеличением об-
водненности скважин, особенно в элементе скв.589. В 1986г. среднесуточ-
ная добыча нефти из одной скважины по участку снизилась до 14,3т/сут
против 32,5 т/сут в 1982г., а обводненность возросла, соответственно с 14,8
до 34,4%.
Отбор жидкости в пластовых условиях превышал объем закачки тепло-
носителя в целом по участку на 30-40%. Поэтому при оценке текущей неф-
теотдачи на опытном участке необходимо учесть баланс между закачкой теп-
лоносителя и отбором жидкости в пластовых условиях.
В целом по трем элементам, где закачано теплоносителя в объеме 50%
пор, текущая нефтеотдача на конец 1986г. составила 35,4% при обводненно-
сти 32,8%.
За пять лет испытаний метода на опытном участке в пласт закачано
684,6 тыс.т горячей воды. Расчетная дополнительная добыча нефти состави-
ла 71,1 тыс.т при удельном расходе теплоносителя на одну тонну дополни-
тельно добытой нефти 9,63 т/т. Такое большое значение удельного расхода
теплоносителя свидетельствуете низкой эффективности процесса. Себесто-
имость высокая - на уровне замыкающих затрат.
Основные недостатки в проведении работ по закачке теплоносителя:
— из-за замены пара на перегретую воду парогенератор работал в водо-
грейном режиме, что привело к нерациональному использованию тепловой
производительности парогенератора (она использовалась лишь на 24%),
быстрому коррозионному износу отдельных узлов парогенератора,
— отсутствие термоизолированных труб и пакеров обусловило высокие
потери тепла по стволу скважины и не позволило предохранить колонны от
воздействия высоких температур, что в ряде случаев привело к нарушению
их целостности.
От проведения опытно-промышленных работ на месторождении пришлось
отказаться. Паронагнетательные скважины (586,596,597,598) были пере-
ведены в добывающие и в настоящее время дают нефть. Залежь разрабаты-
вается с применением законтурного и приконтурного заводнения. При ПТВ
нефтеотдача прогнозировалась 38,8%, при заводнении опа оценивается в
45%. Отказ от ПТВ явился следствием низкой технической оснащенности.
Скв.586. После повторного освоения на добычу в первом году работала
со среднегодовой обводненностью 71 %, еще через год начала давать прак-
тически безводную нефть.
Скв.596. После повторного пуска на нефть в течение 2-х лет давала
воду. Затем в 1990г. обводненность ее снизилась до 46%, а в 1991-1998гг.
316
Раздел второй
работала с обводненностью 2-24%. Из нее извлечено всего 41,6 тыс.т не-
фти и 22,3 тыс.т воды.
Скв.597. В течение первых четырех лет скважина работала с обводнен-
ностью свыше 99%, а в 1992-1998гг. работает стабильно с обводненностью
30-35%. Из нее получено всего 22,6 тыс.т нефти и 34,9 тыс.т воды.
Скв.598. В первый год она работала со среднегодовой обводненностью
47%, затем в течение четырех лет ее обводненность не превышала 6-9%.
Начиная с 1993г., начала обводняться и к 1996г. обводнилась полностью.
После проведения изоляционных работ в настоящее время обводненность
снизилась до 12—17%. Из нее получено всего 40,4 тыс.т нефти и 29,3 тыс.т
воды.
Проведенные работы показали низкую эффективность закачки перегре-
той воды в неоднородные высокопроницаемые терригенные коллекторы боль-
шой мощности. Закачка перегретой воды не позволила существенно увели-
чить охват пластов заводнением, что показала последующая эксплуатация
на нефть нагнетательных скважин. Практически такие же результаты дости-
гались па Ромашкинском месторождении при закачке холодной воды в боб-
риковские отложения с применением современных технологий регулирова-
ния процессов разработки.
При применении тепловых методов воздействия на нефтяные пласты од-
ной из важнейших проблем является снижение псп ерь тепловой энергии по
стволу скважины (от устья до забоя). Закачка теплоносителя в пласт через
насосно-компрессорные трубы, не имеющие надежной теплоизоляции, яв-
ляется малоэффективной, так как при этом, особенно для глубокозалегаю-
щих пластов, большая доля тепловой энергии уходит в окружающие ствол
скважины горные породы.
Удмуртскими нефтяниками была разработана технология изготовления
термоизолированных насосно-компрессорных труб с глубокой вакуумной
изоляцией и спроектирован, построен и пущен в работу цех (при ОАО «Уд-
муртнефть») по выпуску термоизолированных насосно-компрессорных груб
высокого качества. ОАО «Удмуртнефть» совместно с заводами оборонного
комплекса г.Ижевска освоен выпуск качественных термостойких пакеров.
Первые отечественные образцы термостойких пакеров прошли успешные про-
мысловые испытания и показали высокие технологические характерист ики.
7.3.3. Пароциклические термические обработки призабойных зон
в добывающих скважинах (ПТОС)
Циклическая парообработка призабойной зоны в добывающей скважине
преследует цель прогрева ограниченной площади пласта, способствующего
снижению вязкости нефти, тепловому расширению скелета пласта и пласто-
вых флюидов, активизации режима растворенного газа, увеличению плас-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
317
тового давления, изменению смачиваемости горных пород и направленного
на увеличение продуктивности скважин.
Физическая сущность ПТОС заключается в последовательной реализа-
ции трех операций (рис. 7.50):
—закачки определенного объема теплоносителя в призабойную зону пла-
ста через добывающую скважину, когда в течение всего периода нагнетания
в пласт пара происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем
нефти, окружающих пород, температурное расширение всех компонентов,
повышение давления в призабойной зоне;
-закрытия скважины па «паропропитку» для конденсации пара и пере-
распределения насыщенности в пласте — в этот период происходит вырав-
нивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его
флюидов: снижение температуры и давления способствует конденсации
пара, при снижении давления в зону конденсации устремляется оттеснен-
ная от призабойной зоны нефть, ставшая более подвижной в результате
уменьшения вязкости при прогреве, а в период конденсации пара происхо-
дит и капиллярная пропитка - в низкопроницаемых зонах нефть заменяется
водой;
— отбора жидкости из пласта.
Время, мес
1 - нагнетание пара, 2 время паропропитки, 3 - добыча нефти
I, 11, III - номера циклов
Рис. 7.50. Схема трех последовательных циклов иаротепловой
обработки добывающей скважины
Эти операции составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объе-
мы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) - величины непосто-
янные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального
эффекта.
При осуществлении ПТОС горные породы действуют как теплообмен-
ник и способствуют тому, чтобы тепло, аккумулированное в процессе за-
качки пара, эффективно использовалось при фильтрации нефти из пласта в
318
Раздел второй
скважину. Одновременно при проведении паронрогрева происходит очист-
ка призабойной зоны от АСПО.
Реакция пласта на циклическую закачку пара в значительной степени за-
висит от типа коллектора. В толстых крутопадающих пластах, где преобла-
дающим механизмом вытеснения нефти является гравитационное дрениро-
вание, может'быть осуществлено 10 циклов и более. В пологих пластах, где
добыча осуществляется на режиме растворенного газа, пластовая энергия
быстро истощается, ограничивая число циклов обработки паром до 3-5.
Циклическое воздействие паром на призабойную зону пласта — один из
немногих методов, которые оказываются наиболее эффективными, особен-
но при добыче высоковязких нефтей.
Эффективность паротепловых обработок обусловлена действием ряда
факторов. Повышение температуры пласта приводит к снижению вязкости
нефти, уменьшению межфазного натяжения и адсорбции активных компо-
нентов нефти. В результате растворения АСПО происходит очистка приза-
бойной зоны и восстановление ее первоначальных фильтрационных свойств.
При циклических паротепловых обработках в условиях высокой степени
неоднородности коллекторов особое значение приобретает активизация про-
цессов капиллярного впитывания конденсата в поры нефтенасыщенных ма-
лопроницаемых блоков.
На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко —
более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше
(в зависимости от характеристик пласта). Последующая добыча с повы-
шенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего весь цикл
работ повторяется.
Существенным экономическим показателем эффективности пароцикли-
ческого воздействия является паронефтяной фактор, величина которого для
нормальной экономии процесса не должна превышать 2 т/т.
7.3.4. Внутрипластовое горение (ВГ)
Горение—это физико-химический окислительный процесс, протекающий
при определенных условиях и сопровождающийся химическими превра-
щениями веществ с выделением больших количеств теплоты и образовани-
ем продуктов реакций.
Физической стадией процесса являются этапы смешения топлива и окис-
лителя и нагрев горючей смеси, химической - реакция горения, протекаю-
щая по формуле:
СНп + О2 —> СО2 + СО + Н2О + теплота реакции,
где СНп — коксообразный остаток, образующийся при разложении нефти.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
319
Процесс внутрипластового горения - способ разработки и метод повы-
шения нефтеотдачи продуктивных пластов, основанный на использовании
энергии, полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кок-
са) в пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхно-
сти. Это сложное, быстро протекающее химическое превращение, сопро-
вождающееся выделением теплоты, используется для интенсификации до-
бычи нефти и увеличения нефтеотдачи в основном на залежах нефти с
вязкостью более 30 мПа с.
Основа горения - экзотермическая окислительно-восстановительная ре-
акция (или комплекс реакций) веществ с окислителем. Для начала реакции
необходим первичный энергетический импульс, чаще всего - нагревание
нефти. При нормальном распространении горения передача тепла осуществ-
ляется теплопроводностью.
На скорость передвижения зоны генерации гепла в пласте при влажном и
сверхвлажном горении в значительной степени влияют кинетические свой-
ства самой нефти: чем активнее нефть, тем более замедляется скорость про-
движения.
Диапазон применения ВГ очень широк: от неглубоко залегающих плас-
тов до залежей на значительных глубинах.
Процесс внутрипластового горения сочетает все преимущества терми-
ческих методов - вытеснение нефти горячей водой и паром, а также смеши-
вающегося вытеснения, происходящего в зоне термического крекинга, в
которой все углеводороды переходят в газовую фазу.
Экспериментальные работы в сочетании е теоретическими исследовани-
ями позволили сформулировать основные закономерности процесса ВГ:
— внутрипластовое горение может проявляться в трех разновидностях:
сухое (СВГ), влажное (ВВГ), сверхвлажное (СВВГ);
-определяющим параметром для ВВГ и СВВГ является водовоздушный
фактор (ВВФ) - отношение объема закачиваемой в пласт воды к объему
закачиваемого в пласт воздуха;
— интенсивные экзотермические реакции окисления нефти происходят в
узкой зоне пласта, называемой фронтом горения;
— на фронте горения при сухом и влажном процессах температура в сред-
нем может составить 400-600°С, процесс сверхвлажного горения протека-
ет при температурах 20-250°С;
— увеличение ВВФ позволяет повысить скорость продвижения по пласту
тепловой волны, снизить расход воздуха на выжигание пласта и на добычу
нефти, уменьшить концентрацию сгорающего в процессе химических реак-
ций топлива;
- на процесс внутрипластового горения существенное влияние оказыва-
ют такие параметры, как пластовое давление, тип породы-коллектора, тип
нефти, начальная нефтенасыщенность.
320
Раздел второй
Прямоточное внутрипластовое горение —это процесс теплового воздей-
ствия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространения фронта
горения происходят в одном направлении - от нагнетательной скважины к
добывающей. Скорость движения фронта горения регулируется типом и ко-
личеством сгоревшей нефти, скоростью нагнетания воздуха.
Процесс ВГ начинается с поджога некоторого количества нефти обычно
с помощью забойного нагревающего устройства. Горение поддерживается
закачиваемым через нагнетательную скважину воздухом. Возможны и дру-
гие комбинации: кислород, вода и воздух; вода и кислород. Кислород со-
единяется с топливом (нефтью), образуя СО2 и воду с выделением тепла.
TeMnepaiypa и профиль насыщения флюидами в пласте развиваются согласно
зонам.
Прямоточный процесс ВГ включает выжженную зону, содержащую воз-
дух; зону горения, содержащую кокс; многофазную зону, содержащую пар,
газы, воду, легкие углеводороды; зону конденсации или трехфазную зону,
содержащую газы, нефть, воду; зону нефтяного вала, содержащую нефть и
газ; зону пласта, не охваченную воздействием (рис 7.51).
а - температурные эоны а пласте, б - зоны распространения процесса
1,2- нагнетательная и добывающая скважины,
3.4, 7,6 - эоны, соответственно выжженная, испарения, конденсации и пара,
5 - легкие углеводороды, 6 - нефтяной вал,
9 - фронт горения,
Рис. 7.51. Схема процесса прямоточного внутрипластового горения
В ходе теоретических и промысловых исследований установлено, что с
увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива уве-
личивается, а с увеличением проницаемости - уменьшается. В зависимости
от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может
составить 10-40 кг на 1 м3 пласта, или 6-25% от первоначального содержа-
ния нефти в пласте. Определяется количеством топлива (в кг) на 1 м3 нефти
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
321
или кокса, отложенного на поверхности породы, способного сгорать в пла-
сте при определенных условиях (наличие кислорода и температуры).
Топливом для ВГ могут быть коксоподобный остаток, откладывающийся
на поверхности зерен песка, тяжелая нефть, битум или кокс, те. наименее
ценные тяжелые компоненты нефти. С увеличением плотности, вязкости не-
фти и удельной поверхности породы содержание кокса повышается и в сред-
нем составляет' 1 О^Ю кг/м3.
В лабораторных условиях установлено, что минимальное количество
горючего, необходимого для перемещения фронта горения при частичном
сжигании нефти, насыщающей пористую среду, составляет 18-30 кг на 1 м3
нефтеносного песчаника. Проницаемость пористой среды незначительно
влияет на механизм горения, хотя требует повышенного давления нагнетания
и увеличения срока реализации процесса.
При паптегании воздуха в пласт для поддержания процесса горения, как
правило, пе весь кислород, содержащийся в воздухе, расходуется на горе-
ние Отношение количества кислорода, участвующего в реакции внутри-
нластового горения, к общему его количеству, введенному в пласте нагне-
таемым воздухом, называется коэффициентом использования кислорода.
Коэффициент использования кислорода — важный показатель эффектив-
ности процесса ВГ. Его снижение при прочих равных условиях приводит к
увеличению относительного расхода воздуха. По промысловым данным он
колеблется в пределах 0,5-0,98.
Сухое внутрипластовое горение (СВГ)
Это обычное внутрипластовое горение, при котором в нагнетательные
скважины после инициирования горения для его поддержания закачивается
только воздух.
Влажное внутрипластовое горение (ВВГ)
Это разновидность внутрипластового горения, позволяющего интенси-
фицировать разработку месторождений с высоковязкими нефтями, увели-
чивая конечную нефтеотдачу, при котором в наптетательные скважины пос-
ле инициирования и создания устойчивого фронта горения вместе с возду-
хом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду. При
этом вода, контактируя с нагретой породой, испаряется. Пар, увлекаемый
потоком газа (воздуха), переносит теплоту в область, находящуюся впереди
фронта горения.
Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха
составляет примерно 1-5 м3 воды па 1000 м3 воздуха, т.е. водовоздушное
отношение должно составлять порядка (1:5) 10 3 м3/м3. Конкретные значения
водовоздушного отношения определяются геолого-физическими и техно-
логическими условиями осуществления процесса.
322
Раздел второй
Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ)
Процесс является разновидностью внутрипластового горения, осуществ-
ляемого в сочетании с заводнением. При СВВГ в нагнетательную скважину
вместе с окислителем закачивается такое количество свободной воды, при
котором выделяемое тепло не способно всю ее превратить в пар. В этом
случае исчезает зона перегретого пара, и температура в зоне реакции суще-
ственно снижается.
Значение водовоздушного отношения, при котором процесс влажного
горения может перейти в сверхвлажное, зависит от концентрации остаточ-
ного топлива. При максимальном значении водовоздушного отношения (ВВС)
коэффициент использования кислорода резко снижается, диффузионный
режим может перейти в кинетический, и тепловыделение может быть недо-
статочным для поддержания горения.
Различают два основных типа реакций окисления углеводородов: высо-
котемпературное горение и жидкофазное окисление.
При сверхвлажном горении утилизация кислорода улучшается, а коэф-
фициент использования топлива при достаточно высоком ВВО становится
меньше единицы, что связано с увеличением роли конвективного потока
воды в процессе. С ростом ВВО уменьшается удельный расход па выжига-
ние пласта, и следовательно, концентрация сгорающего топлива.
11роцесс сверхвлажного горения протекает при температуре 200-250°С в
отличие от влажного или сухого горения, когда температура достигает 400-
600°С и соответствует температуре насыщенного водяного пара или горя-
чей воды. А скорость перемещения зоны генерации тепла при сверхвлаж-
ном горении пропорциональна водовоздушпому фактору и определяется
темпом нагнетания воды, а не воздуха. При сверхвлажном горении эта ско-
рость возрастает в несколько раз, с увеличением ВВО снижаются расходы
сгорающего топлива и воздуха.
Противоточное горение представляет собой процесс, при котором воз-
дух первоначально нагнетается в добывающую скважину с целью осуще-
ствления процесса горения. После продвижения фронта горения на опре-
деленное расстояние добывающую скважину пускают в эксплуатацию, а
воздух для под держания горения закачивают в нагнетательную скважину
(рис. 7.52).
Газы горения, пар и нефть, находящиеся в зоне горения, перемещаются
через выжженную зону к эксплуатационной скважине. Нагнетаемый воздух
и фронт горения движутся в противоположном направлении (навстречу друг
другу). Этот процесс может быть использован для очень вязких нефтей и
битумов с относительно низкой способностью реагировать с кислородом.
Преимущество противоточного горения состоит в том, что углеводороды
вместе с газами горения движутся через прогретые зоны пласта.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
323
а, б - I и II этапы соответственно 4 • нефтяной пласт, насыщенный воздухом
1 - нефтенасыщающий пласт 5 _ выжженная зона, через которую
2 - зона горения нефть и газы горения фильтруются
3 - выжженнвя зона в добывающую скважину
Рис. 7.52. Схема процесса противоточного внутри пластового горения
ОПР по В Г на залежи №24 бобриковского горизонта
Ромашкинского месторождения
В Татарстане вначале была составлена обширная программа применения
ВТ на 1979-1990гг. ОПР по ВВГ начали проводиться на залежи №24 бобри-
ковского горизонта Ромашкинского месторождения (рис. 7.53). Эксплуа-
тационным объектом являются продуктивные отложения терригенной толщи
нижнего карбона, залегающие на глубине около 1018 м и представляющие
собой переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Залежь №24
Ромашкинского месторождения характеризуется компактностью, сравнитель-
но меньшей зональной прерывистостью. В большинстве скважин пласты
представлены высокопродуктивными коллекторами. В большей части за-
лежь литологически экранирована, с водоносной областью связана только
на юго-востоке границы залежи. Вязкость нефти - 24,5 мПа • с, давление
насыщения равно 3,7 мПа, газосодержание- 16,1 м3/т, объемный коэффи-
циент - 1,049, плотность пластовой нефти - 868 кг/м3, сепарированной —
893кг/м3.
Согласно технологической схеме, составленной ТатНИ! Шнефть, рассмат-
риваемая залежь должна была разрабатываться двумя методами: северо-
западная часть - внутрипластовым горением с последующим заводнением,
юго-восточная - законтурным заводнением.
Предусматривалось создание с 1978г. девяти очагов горения с продол-
жительностью этапа ВВГ в каждом элементе 3,5 года при суммарной за-
качке воздуха 44 млн. м3, с максимальным темпом 40 тыс. м3 в сутки.
324
Раздел второй
Нагнетание холодной воды в выжженную зону предусматривалось в объе-
ме 80 100 м3/сут до достижения 95% обводненности.
Однако в 1978г. развернуть работы по организации внутрипластового
горения на залежи не удалось из-за задержки монтажа и проведения при-
емочных испытаний комплекса оборудования ОВГ-3. Поэтому па начальном
этапе разработки залежи упругая энергия пласта быстро истощалась, нача-
лось интенсивное падение пластового давления и, следовательно, дебита
скважин. Для восполнения пластовой энергии была организована закачка
воды в законтурную скважину №448.
Допущенные отклонения разработки залежи от проекта создали небла-
гоприятные условия для внедрения процесса внутрипластового горения на
опытном участке. На востоке пластовое давление повысилось до 22 МПа, а
на западе упало до 6,5 МПа.
ОПР по внедрению метода были начаты в элементе с нагнетательной сква-
жиной № 15728 в феврале 1979 г. В пласт было закачано 447 тыс. м3 воздуха
при темпах 720 и 1440 м3/час и давлении соответственно 7,5-8,3 МПа. В кон-
трольно-добывающей скважине № 15731, находящейся на расстоянии 80 м от
зажигательной скважины, расположенной в зоне максимальной гидронро-
водпости пласта, произошел прорыв воздуха. Анализы из этой скважины по-
казали, что самовоспламенения нефти в приемлемые сроки не происходит.
Для инициирования внугринластового горения вводом тепла в пласт был
использован электронагреватель типа ЭИ2-24. В течение 50 часов в пласт
внесли 1,1 млн.ккал, тепла. Закачка воздуха производилась со средним рас-
ходом в 375 м3/час при давлении нагнетания 5,5 МПа. Был создан очаг горе-
ния в призабойной зоне скважины.
После создания очага горения закачку воздуха постепенно увеличивали
па 50 м3/час через каждые 3-4 дня. В периоды постоянного расхода воздуха
наблюдался рост давления закачки. Для обеспечения равномерного продви-
жения фронта горения были пущены в эксплуатацию все скважины элемен-
та, кроме скважины № 15731. Из нее отбирались и анализировались пробы
газа, которые свидетельствовали о распространении очага ВГ в ее сторону.
В апреле 1979г. произошло резкое снижение давления нагнетания (с 11
МПадо 5,5 МПа) и было решено довести объем закачиваемого воздуха до
1440 м3/час и пустить скважину № 15731 с помощью ШГН.
Под воздействием внутрипластового горения произошло увеличение де-
бита скважин №15724, 15726, 15727, аскважины №15085,15731 были пе-
реведены па фонтанный способ эксплуатации. В сентябре 1979г. из-за повы-
шения давления нагнетания закачку воздуха прекратили. За время проведе-
ния эксперимента было закачано 5,7 млн. м3 воздуха.
В феврале 1981г. вторично инициировали горение в условиях, когда зна-
чительная часть пласта в пределах элемента была заводнена за счет интен-
сивной закачки воды в скважину №448 и №17838 в предыдущие годы. Пер-
Современные методы увеличения нефтеизвлечении 325
вую половину года процесс проходил нормально, увеличились дебиты с
15—18 до 30 т/сут некоторых скважин. Однако во второй половине года про-
изошло снижение коэффициента использования кислорода, которое было
вызвано в основном бездействием реагирующих скважин после глушения
их при переводе на фонтанный способ эксплуатации. Пуск в регулярную
эксплуатацию с февраля 1982г., а также снижение объема закачки воздуха в
дальнейшем нормализовали процесс внутрипластового горения. Из-за тех-
нического состояния скважины №15728 в сентябре 1982г. прекратили за-
качку воздуха.
В августе 1979г. также была сделана попытка создания очага горения в
элементе №15723, которая закончилась безуспешно. А в мае 1980 года при
повторном инициировании внутрипластового горения в стволе скважины
произошел взрыв.
Второй очаг горения создан в январе 1981г. в скважине №17845. Газы
горения распространились в северном направлении из-за высокого пласто-
вого давления в районе скважины №15736, созданного в результате закачки
воды в скважину №243.
С июля 1981г. началось резкое ухудшение процесса из-за высокого со-
держания кислорода в газообразной продукции и его прорыва в скважины,
расположенные вне элемента. В июне 1982г. закачку воздуха прекратили.
Третий очаг горения был создан в апреле-мае 1983г. в призабойной зоне
скважины №17849. Температура закачиваемого воздуха в период иниции-
рования горения нс превышала 115°С из-за установки электронагревателя
на 10 м выше кровли пласта, что привело к низкотемпературному окисле-
нию. Далее появились признаки высокотемпературного горения. До февра-
ля 1984г. процесс проходил в режиме сухого горения. Переход на влажное
горение с ВВО - 0,001, увеличение объемов закачки воздуха благоприятно
отразились на коэффициенте использования кислорода. Воздействием были
охвачены все скважины элемента, а скважина № 15734 перешла на фонтани-
рование с дебитом до 48 м3/сут. Однако с осени 1985г. наблюдался рост
содержания кислорода.
Последующие очаги горения в скважинах №№ 15723а, 17850, 15727,
26987 были созданы в частично заводненных пластах. Из-за невысокой тем-
пературы закачиваемого воздуха (около 150°С) прямых признаков созда-
ния очага горения в пласте не было получено. Однако в газах горения со-
держание кислорода не превышало 5-6% объемных, что означало переход
низкотемпературного окисления в высокотемпературное горение.
В элементе скважины № 15723а был создан очаг горения по новой тех-
нологии Тат! 1ИПИ1 юфть с предварительной закачкой топлива.
Под воздействием ВВГ находился центральный участок залежи с 30 до-
бывающими скважинами, которые охватывали 1820 тыс. т балансовых за-
пасов нефти.
326
Раздел второй
Всего по опытно-промышленному участку добыто 796,9 тыс.т нефти, что
составляет 94,3% от извлекаемых запасов, и 1661,1 тыс.т жидкости. Допол-
нительная добыча нефти за счет ОПР составила около 83 тыс.т. График раз-
работки участка приведен па рис. 7.54.
Разработка залежи методом ВВГ привела к большим экономическим зат-
ратам и дополнительным осложнениям по технике безопасности и экологии.
Перекачка объемов воздуха создала опасность прорыва газов горения к
добывающим скважинам и языкообразного развития фронта горения по
высокопроницаемым пропласткам и участкам. Это привело к уменьшению
охвата пласта горением, а также создало взрывоопасную ситуацию в от-
дельных скважинах и системе сбора вследствие увеличения концентрации
кислорода в отбираемой продукции.
Поэтому ОПР по ВГ прекратили. После прекращения внутрипластового
горения зажигательные скважины были переведены на закачку воды для
продвижения созданной в пласте оторочки. Для оценки результатов процес-
са ВВГ в 1990г. была пробурена оценочная скважина № 17849а с отбором
керна для исследований нефте-водонасыщенпости пласта и выполнения
широкого комплекса промыслово-геофизических исследований, которая
вскрыла пласт С1ВВЗ бобриковского горизонта в 85 м от опытной скважи-
ны. Результаты гидродинамических исследований скважины №17849а и ана-
лизы керна показали, что пласт не подвергался воздействию внутрипласто-
вого горения и имеет первоначальную нефтенасыщенность. Это объясняется
неоднородным строением пласта.
Анализ эффективности ВВГ проводился также путем сопоставления по-
казателей участка с другими, для чего на залежи выделили три участка,
отличающихся сроками ввода их в разработку и способами воздействия на
пласты.
В качестве первого участка выделена северо-западная часть залежи, раз-
рабатываемая очаговым заводнением с предварительным созданием оторочки
из серной кислоты в призабойной зоне скважины №243. С 1984г. закачка
осуществлялась циклически, а в 1989г. она перенесена в скважину № 17819.
На 1.07.1993 г. текущая нефтеотдача составила 24,3%.
Участок №2 подвергался комбинированному воздействию: за конту-
ром нефтеносности проводилась закачка воды в скважину №448, а в пре-
делах участка осуществлялось внутрипластовое горение. Всего за период
опытно-промышленных работ в пласт было закачано 77,1 млн. м3 воздуха
и 59,4 тыс. м3 воды, в том числе 7,2 тыс. м3 воды для создания процесса
влажного горения. Текущая нефтеотдача участка на дату анализа составила
41,7% при текущей обводненности добываемой нефти 62,4%.
Участок №3 граничит с водоносной областью, куда интенсивно нагнета-
ется вода. Разработка ее характеризуется низкими темпами отбора нефти,
Современные методы увеличении нефтеизвлечении
327
добычей большого количества воды, обводненностью продукции скважин.
Текущая нефтеотдача участка составила 24,5%.
Испытания процесса внутрипластового горения на залежи позволили на-
копить опыт его инициирования и по от работке методов контроля и регули-
рования продвижения фронта горения.
По лабораторным данным было установлено, что для горения тяжелых
компонентов нефти участка необходимо повышение температуры свыше
230°С, поэтому инициирование ВГ выполнялось вводом тепла в пласт более
4,2 млн. кДж на один метр его эффективной толщины с температурой свы-
ше 250°С.
Наибольшая информация о процессе ВГ получена по результатам анализа
газов. Она позволила выявить направления фильтрации, время прорыва их в
скважины, оценить коэффициент использования кислорода закачиваемого
воздуха и объем выжженной зоны пласта.
Однако при внедрении метода ВВГ был выявлен ряд сложных проблем,
связанных с неполной утилизацией кислорода закачиваемо! о воздуха, сни-
жением межремонтного периода эксплуагации скважин из-за усиления кор-
розионного износа оборудования, усложнением процессов первичной под-
готовки продукции скважин.
При сложившихся в то время ценах на i юфть выполнение проекта сдела-
ло добычу нефти нерентабельной, поэтому опытно-промышленные работы
были прекращены, и в настоящее время залежь разрабатывается при завод-
нении.
Проведенные ОПР показали невозможность добиться высокого охвата
залежи воздействием по причине неоднородности пластов и отсутствия ме-
тодов регулирования процесса ВВГ. Нефтеотдачу не удалось существенно
увеличить против базовой технологии закачки холодной воды.
Проведенные работы также показали, что ВВГ можно использовать именно
как третичный метод после выработки залежи до проектной нефтеотдачи i !ри
заводнении около 0,4-0,45.
ОПР по ВГ на Архангельском месторождении
На залежи тульского горизонта Архангельского месторождения, пред-
ставленного высокопроницаемыми терригенными коллекторами, содержа-
щими нефть повышенной вязкости (40 мПа с), проводились ОПР по испы-
танию мощных установок по закачке воздуха в пласт ОВГ-4 и ОВГ-5 произ-
водительностью 400 и 500 тыс. м3. Процесс производился в течение 27
месяцев (рис. 7.55). Но из-за технической неотработапности и нерегулируе-
мости был прекращен и очаги внутрипластового горения переведены под
закачку обычной воды. Проектная нефтеотдача при ВГ предусматривалась
0,414, ожидаемая при заводнении 0,45%.
328
Раздел второй
Дата закачки 08.1987г.
Объем закачки-12,64 тыс.м1 воды + 25 9 млн. нм3 газа
Он = 867 тыс т. В = 12.2%. ДОн 14 тыс. т (70 т/т)
< | ъ Нагнетательная скважина
• Добывающая скважина
Рис 7.55. Добыча нефти и жидкости на опытном участке ВВГ
Архангельского месторождения
ОПР по В Г па Нурлатском месторождении
На участке залежи бобриковского горизонта Нурлатского месторожде-
ния, содержащего тяжелые нефти вязкостью более 500 мПа • с, были начаты
ОПР по ВГ. Процесс пошел нормально: возросли дебиты скважин в 3-4
раза (рис. 7.56). Однако из-за сложности реализации опытные работы были
прекращены. Проведенными работами была показана принципиальная воз-
можность разработки залежи тяжелых нефтей РТ с применением ВГ. Для
них благоприятно высокое содержание топлива (рис. 7.57).
Вышеприведенные значения объясняются неблагоприятными геологичес-
кими условиями малоэффективных месторождений для применения тепло-
вых методов. Если на участках, благоприятных для применения тепловых
МУН, проектная нефтеотдача составляет 40-52%, то средневзвешенное ее
значение (с учетом неохватываемых по критериям применимости других
участков) в 1,3—2 раза ниже, хотя эти методы являются весьма дорогими
(удельные капиталовложения по сравнению с заводнением больше в 1,7-3
раза). Это объясняется неотработанностыо новых МУН. Очевидно поэтому
более целесообразным является путь, избранный нефтяниками Татарстана.
На малоэффективных месторождениях с высокой вязкостью нефти предус-
матривается и уже осуществляется широкое применение заводнения. Теп-
ловые методы на этих месторождениях при необходимости будут внедряться
после отработки залежей заводнением, т.е. в качестве третичных методов. К
тому времени, видимо, эти методы будут достаточно отработаны и примене-
ние их потребует меньших затрат.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
329
Дата закачки 1908-1990гг.
Объем закачки: 6 тыс.м3 воды +
13476.7тыс. hms газа
Qh = 33.2 тыс. т
В = 10,6%
КИН - 0,59
AQH - 21.5 тыс.т
Условные обозначения:
Добывающая скважина
Воздухонагнетательные
скважины
Семиточечные элементы
участка ОПР
А) Схема расположения скважин, участка опытно-промышленных работ ВВГ
Рис. 7.56. Опытный участок ВВГ Нурлатского месторождения
7.3.5. Комбинированные технологии теплового воздействия
К способам комбинированного теплового воздействия относятся техно-
логии, сочетающие различные методы влияния на неоднородные пласты,
содержащие высоковязкие нефти, которые гарантируют максимальное из-
влечение нефти при оптимальном использовании теплового эффекта и дру-
гих составных методов воздействия с учетом конкретных условий объекта.
Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт направле-
ны на увеличение охвата пласта воздействием, а следовательно, на повыше-
ние нефтеотдачи. В основном это применение тепловых оторочек из различ-
ных загустителей (полимеров, пенных систем, щелочи и др.), позволяющих
повысить нефтеотдачу до 60% и более.
330
Раздел второй
Закачанная в пласт горячая вода мо-
жет быть преобразована в пар непос-
редственно в пласте, для чего необхо-
димо дополнительное тепло, которое
можно получить за счет окисления не-
фти кислородом. Такой процесс может
быть осуществлен как при одновремен-
ном нагнетании в пласт горячей воды
и воздуха, так и путем создания тепло-
вой оторочки из горячей воды с пос-
ледующим нагнетанием водовоздуш-
ной смеси Указанная технология по-
зволяет снять ограничение по глубине
применения паротеплового воздей-
ствия.
Рис. 7-57 Влияние плотности
нефти на содержание топлива
Сочетание внутрипластового горения с закачкой в пласт пенных систем
приводит к выравниванию фронта горения и охвату им практически всей
толщины нефтенасыщенного пласта. Пенообразующие ПАВ закачиваются в
выжжеш iyio зону пласта.
Существенно можно увеличить нефтеотдачу путем улучшения соотноше-
ния подвижностей нефти и воды, т.е. уменьшить вязкость нефти или увели-
чить вязкость воды, либо одновременно улучшить оба фактора. Этому спо-
собствует технология термополимерного воздействия па пласт. Технология
предназначена для применения на залежах высоковязких нефтей, содержа-
щихся в терригенных неоднородных пластах, и направлена на повышение
нефтеотдачи. Процесс обеспечивает выравнивание фильтрационных сопро-
тивлений разнопроницаемых слоев, увеличивает период безводной добычи
нефти, снижает темп обводнения продукции добывающих скважин и в итоге
повышает нефтеотдачу пластов.
7.3.5. (1). Термощелочное воздействие
Метод термощелочного воздействия основан на комбинировании (соче-
тании) термического и щелочного воздействия па пласт, которое осуществ-
ляется путем предварительного нагнетания в пласт оторочки пара с последу-
ющей закачкой оторочки раствора щелочи. Увеличение коэффициента охва-
та обеспечивается за счет эффекта «саморегулирования», выражающегося
в относительном повышении фильтрационного сопротивления в высокопро-
ницаемых промытых зонах пласта. При заводнении щелочной горячей во-
дой отмечается прирост нефтеотдачи до 14,5% по сравнению с заводнением
горячей водой или вытеснением нефти газом.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
331
7.3.5. (2). Термополимерное воздействие
Термополимерное воздействие—это технология комбинированного воз-
действия, сочетающая тепловое воздействие на пласт с полимерным завод-
нением, приводящим к благоприятному имению соотношения подвижнос-
тей. Снижение вязкости нефти под влиянием теплового воздействия допол-
няется снижением подвижности закачиваемой воды путем растворения в
ней полимерных добавок.
Основное свойство полимеров заключается в загущении воды. При концен-
трации их в растворе 0,01-0,1% его вязкость увеличивается до 3—4 мПа с.
В процессе фильтрации полимерных растворов через пористую среду они
приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10—20 раз выше
вязкости, измеренной вискозиметром.
Метод предназначен для применения на залежах высоковязкой нефти,
содержащейся в терригенном неоднородном коллекторе. Он обеспечивает
выравнивание фильтрационных сопротивлений разнопроницаемых слоев,
увеличивает период безводной добычи нефти; снижает темп обводнения про-
дукции добывающих скважин и повышает нефтеотдачу пластов по сравне-
нию с технологией непрерывной закачки только теплоносителя на 5-6%.
По сравнению с паротепловым термощелочное сочетает тепловое и ще-
лочное воздействие, которое осуществляется путем предварительного на-
гнетания в пласт пара с последующим нагнетанием щелочи.
Такое воздействие по сравнению с паротепловым позволяет увеличить
охват пласта по объему вытесняющим рабочим агентом, более полно вытес-
нять нефть из пласта, сократить удельный расход пара на добычу нефти. Уве-
личение коэффициента охвата обеспечивается за счет эффекта «саморегули-
рования», выражающегося в относительном повышении фильтрационного
сопротивления в высокопропицаемых зонах пласта.
Заводнение неоднородных коллекторов с высоковязкими нефтями щелоч-
ной горячей водой позволяет увеличить нефтеотдачу на 14,5% по сравнению с
заводнением обычной горячей водой или вытеснением нефти паром.
Эффективность термощелочного воздействия зависит прежде всего от
состава пластовой нефти. Метод неприменим, если пластовая нефть облада-
ет малым индексом кислотности (отношение содержания гидроксида калия
к массе нефти) — менее чем 0,5 мг/г. Применение щелочных растворов не
ограничивается температурой и типом коллектора. В отличие от всех других
физико-математических методов щелочные растворы вполне применимы при
температурах до 150-200°С, а также в карбонатных пластах.
Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость породы плас-
та водой, то они обладают преимуществом перед другими методами для
применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизированных плас-
332
Раздел второй
тах. Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим
содержанием глин (более 10%).
7.3.5. (3). Парогазовое воздействие
Парогазовое воздействие—это тепловой метод воздействия на пласт, со-
четающий совместное нагнетание теплоносителя и газа (N,-СОД позволя-
ющий улучшить вязкостное соотношение за счет уменьшения вязкости не-
фти при растворении в ней азота и углекислого газа при снижении расхода
теплоносителя. Интенсивность снижения вязкости нефти повышается с до-
бавлением к теплоносителю газа, так как с ростом температуры и давления
количество растворенного в нефти топочного газа (как и азота в чистом
виде) увеличивается.
7.3.5 (4). Паротепловое воздействие с раствором карбамида
Паротепловое воздействие с раствором карбамида-комбинированный
метод теплового воздействия на пласт путем закачки оторочек теплоносите-
ля и карбамида, сочетает в себе тепловое, щелочное и углекислотное воз-
действие на пласт. Концентрированный раствор карбамида закачивают в про-
гретый теплоносителем пласт. Карбамид разлагается на аммиак и углекис-
лый газ при температуре 150°С и выше по реакции
CO(NH2)2 + Н2О -> 2NHJ + СО2?.
Аммиак и углекислый газ выделяются в паровой зоне и совместно с
паром продвигаются по пласту. По мере конденсации пара и снижения тем-
пературы происходит растворение аммиака и углекислого газа в конденсате
пара и нефти. На этой стадии начинают действовать механизмы вытеснения
нефти гидроксидом аммония (щелочь) и углекислым газом. При взаимо-
действии гидроксида аммония с органическими кислотами и с определен-
ными компонентами нефтей образуются поверхностно-активные вещества
(ПАВ), способствующие снижению поверхностного натяжения на границе
фаз нефть-раствор гидроокиси аммония, образованию высоковязкой эмуль-
сии типа нефть в воде на фронте вытеснения и улучшению смачиваемости.
При взаимодействии СО2 с пластовыми жидкостями происходит интен-
сивный процесс массопереноса, в результате которого пластовые жидкости
насыщаются углекислотой до равновесного состояния. При этом снижают-
ся вязкость нефти, поверхностное натяжение на границе фаз нефть-вода и
увеличивается объем нефти. Углекислый газ способствует экстракции из
нефти легких углеводородов, которые в свою очередь способствуют более
полному вытеснению нефти из пласта.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 333
Коэффициент вытеснения нефти теплоносителем (паром) с прокачкой че-
рез нагретую область оторочки насыщенного раствора карбамида увеличива-
ется на 11% (при оптимальной величине оторочки, равной 10% порового объе-
ма) по сравнению с коэффициентом вытеснения только теплоносителем.
Совместная закачка в пласт теплоносителя и окислителя также комби-
нированный метод теплового воздействия набольших глубинах (более 1000
м) и трещинно-кавернозных пластах посредством закачки в пласт горячей
воды умеренной температуры совместно с воздухом.
7.4. Газовые методы увеличения нефтеотдачи
7.4.1. Воздействие на пласт газом высокого давления
7.4.1. (1). Воздействие углеводородным газом
Метод вытеснения нефти углеводородным газом и его модификации —
наиболее эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов, особенно
для низкопроницаемых коллекторов. Их применение позволяет увеличить
коэффициент нефтеизвлечения па 10-15 пунктов по сравнению с традицион-
ными методами разработки нефтяных месторождений.
Воздействие газом высокого давления рассмотрено в ряде работ [197—
199]. Данный метод не нашел широкого применения в отрасли. Он приме-
нялся на Самотлорском месторождении в Зап.Сибири, месторождении Озск-
Саут АО «Ставропольнефтегаз», на нескольких рифовых залежах в Башкор-
тостане.
Институтами отрасли для разработки низко! щоницаемых сложно-постро-
енных коллекторов созданы эффективные технологии, основанные на вы-
теснении нефти углеводородным газом высокого давления и широкими фрак-
циями легких углеводородов (ШФЛУ). Выделено 489 залежей на 140 мес-
торождениях, на которых возможно их применение, среди них Талинское,
Родниковское, Самотлорское, Восточно-Сургутское, Омбинское и др. Ши-
рокомасштабное внедрение сдерживается из-за отсутствия отечественного
оборудования для реализации метода и дефицита углеводородных газов.
7.4.1. (2). Применение азота для повышения нефтеотдачи пластов
Одним из методов разработки нефтяных залежей может считаться сме-
шивающееся вытеснение нефти закачкой газа под высоким давлением. Из-
за возросшего в последнее время дефицита углеводородного газа возника-
ют трудности с его использованием для закачки. В этом случае потенциаль-
ным агентом может оказаться азот (или дымовые газы, основной составной
частью которых является азот). Эффективности процесса вытеснения неф-
тей азотом можег способствовать возможность создавать в глубоких зале-
334
Раздел второй
жах высокие давления нагнетания, а также содержание в пластовых нефтях
легких углеводородных компонентов — метана и его гомологов, благоприят-
ствующих реализации процесса смешивающегося вытеснения [200].
Наблюдаемое во всех опытах изменение соотношений между углеводо-
родными компонентами выходящей из модели пласта продукции свидетель-
ствует о реализации многократного процесса.
Многократный процесс заключается в испарении в азот легких компо-
нентов нефти, в первую очередь метана и н.бутана, в результате чего вытес-
нение нефти фактически происходит валом газа, состоящего из смеси угле-
водородных компонентов и азота. Возникновением такого вала и следует
объяснять высокую эффективность процесса вытеснения.
За рубежом азот нашел применение в проектах по повышению нефте- и
конденсатоотдачи в качестве заменителей дефицитного углеводородного газа.
В настоящее время метод закачки азота по ряду показателей (объем допол-
нительно добытой нефти за счет метода, количество успешно осуществлен-
ных проектов и др.) обогнал методы закачки углеводородного газа и СО2.
В России закачка азота может найти широкое применение. Азот можно ис-
пользовать и для создания газовой или газоводяной репрессии на пласт, про-
движения по пласту оторочек обогащенного газа, растворителей, СО2 и т.д.
При разработке глубокозалегающих нефтяных месторождений имеется
возможность использовать азот для реализации смешивающегося вытесне-
ния. Исходя из анализа фактического материала по месторождениям глубо-
кого залегания, а также из полученных в работе экспериментальных резуль-
татов, отметим, что объектами под закачку азота при высоком давлении мо-
гут быть залежи нефти глубокого залегания, а также залежи с аномально
высокими пластовыми давлениями Их пластовые нефти должны быть лег-
кими, содержать в растворенном состоянии большое количество легких
углеводородных компонентов — метана и его гомологов. Первоочередными
объектами будут те залежи, разработка которых на естественных режимах
приводит к низким конечным коэффициентам нефтеотдачи и где невозмож-
но осуществить более дешевое заводнение.
7.4.1. (3). Закачка дымовых газов
Область применения дымовых газов для увеличения нефтеотдачи по оп-
ределенным параметрам достаточно широка, а по некоторым (проницаемость,
пористость, насыщенность пластовыми флюидами, пластовая температура)
не ограничивается (табл.7.9).
Дымовые газы для повышения нефтеотдачи получают, как правило, в
результате сжигания природного газа, из 1 м3 которого получается до 9,4 м3
газообразных продуктов. Дымовые газы содержат около 85% азота и до
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
335
15% двуокиси углерода. За рубежом стоимость получения дымовых газов
целевого назначения в 2—8 раз дешевле природного газа.
Давление смешивания азота и дымовых газов с нефтью составляет 36-
50 МПа, т.е. на 24-42 МПа выше, чем у углеродного агента. Поэтому на
.практике часто реализуется режим несмешивающегося вытеснения.
В отличие от углеводородных агентов и диоксида углерода источник ды-
мовых газов можно сформировать в непосредственной близости от объекта
закачки. Поэтому в качестве вероятной технологической схемы можно рас-
сматривать схему промысловой закачки без элемента магистральной транс-
портировки.
Таблица 7 9
Способ реализации Критерий применимости
Плотность нефти, кг/м Давление, Глубина МПа пласта, м Особенность залежи
Вытеснение: смешивающееся несмешивающееся Г равитационное дренирование Поддержание давления Продвижение газовых оторочек <820 <880 <910 <870 <820 >35 2200 не лимитируется не лимитируется не лимитируется >10 >700 Средняя проводимость Благоприятная проводимость Сводовая или крутонаклонная равномерная проводимость Анизотропные пласты
7.4.2. Водогазовое воздействие
Применение периодической закачки газа и воды в лабораторных услови-
ях позволяет увеличить коэффициент вытеснения па 10-20% по сравнению с
закачкой технической воды [201,202].
При промысловом внедрении данного метода не ухудшается качество
добываемой продукции, наоборот, газ обогащается легкими фракциями
нефти, не возникает дополнительных трудностей в процессе подготовки
нефти.
Газ, закачанный под высоким давлением, растворяется в пластовой не-
фти, что уменьшает ее вязкость. Вязкость пластовой девонской нефти умень-
шается примерно в 1,5 раза при закачке газа под давлением 25 МПа, по-
этому при последующей закачке воды улучшается вытеснение нефти. В
условиях Ромашкинского месторождения это происходит также и за счет
меньшего межфазного нагнетания на границе нефть - вода (в макрообъе-
ме 25,6 мН/м), чем на границе газ - вода (в макрообъеме 47,9 мН/м). При
дальнейшей закачке порции газа последний лучше вытесняет родственную
нефть, чем воду, межфазное натяжение в макрообъеме на границе газ - нефть
336
Раздел второй
составляет 16 мН/м. Вследствие расширения области взаимодействия за-
качиваемого газа и пластовой нефти пластовое давление постепенно снижа-
ется, в результате происходит расширение пузырьков газа и лучшее вытес-
нение нефти. Следовательно, при периодической закачке газа и воды в це-
лом повышается фазовая проницаемость для нефти При меньшей
проницаемости кровли пласта в результате воздействия 1равитациопных сил
газ будет продвигаться по верхней, а вода по нижней части пласта. Увеличе-
ние нефтеотдачи объясняется и характером смачивания скелета нефтяного
пласта: большей относительной гидрофобностью высокопроницаемой его
части по сравнению со слабопроницаемой.
Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффи-
циента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вслед-
ствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропла-
стков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных
пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно
для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой или га-
зом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить
на 7-15% по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оп-
тимальности процесса водогазового воздействия на пласт является обеспе-
чение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объе-
му залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в
добывающие скважины.
Таким образом, вытеснение нефти периодической закачкой газа и воды
может стать достаточно эффективным методом увеличения нефтеотдачи пла-
стов как в начале разработки, так и после их обводнения.
При периодической закачке газа и воды под повышенным давлением за
каждый цикл, с учетом растворения газа и нефти, должно быть закачано в
пласт овых условиях в среднем 1-3% порового объема охваченного воздей-
ствием пласта, продолжительность цикла соствляет 1-2 месяца, общий объем
закачанного газа 15-25% порового объема пласта.
Водогазовое циклическое воздействие наряду с положительным влия-
нием на довытеспепие остаточной нефти обладает существенными недо-
статками.
Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента пос-
ле первого цикла резко снижается — для газа в 8-10 раз, для воды в 4-5 раз
вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне
пласта.
Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффек-
тивность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10-20% в зависи-
мости от степени и характера неоднородности пласта и соотношения вязко-
стей нефти и воды.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
337
В 1975г. на двух опытных участках Миннибаевской площади в районе
нагнетательных скважин 21 и 48 была начата периодическая закачка газа и
воды под повышенным давлением. Газ закачивался под давлением 25 Ml la,
а вода под давлением 17,5 МПа (рис. 7.58).
Процесс водогазового воздействия оказался гораздо более эффектив-
ным, чем закачка сухого газа. Но работы были остановлены из-за сложнос-
ти проведения процесса и высокой его стоимости.
Дата закачки 01.1975-09.1979
Объем закачки газа - 30351 нм’ газа
3,0% . Vnop
Vnop = 9046,9 тыс м’
Q = 102 тыс. т
В = 44,2%
Условные обозначения:
Песчаник
Алевролит
Нагнетательная скважина
Добывающая скважина
б) Динамика показателей разработки опытного участка Миннибаевской площади
Ромашкинского месторождения
Рис. 7.58. Опытные участки Миннибаевской площади Ромашкинского
месторождения по испытанию периодической закачки газа и воды
338
Раздел второй
7.4.3. Воздействие двуокисью углерода
Этот метод широко применяется в США [203].
Двуокись углерода, закачиваемая в нефтенасыщенный пласт, растворя-
ется в пластовой воде и нефти, причем в воде значительно лучше углеводо-
родных газов.
При растворении СО2 в воде вязкость последней повышается незначи-
тельно. Так, при массовом содержании в воде 3 5% двуокиси углерода
вязкость воды увеличивается лишь на 20-30%. При этом в воде образуется
угольная кислота, которая растворяет некоторые виды цемента и породы
пласта, вследствие чего повышается проницаемость последнего. По лабо-
раторным данным БашНИПИнефть, проницаемость песчаников при этом уве-
личивается на 5-15%, а доломитов - на 6-75%.
Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде,
поэтому она переходит из водного раствора в нефть, при этом величина меж-
фазного натяжения между СО2 и нефтью значительно понижается. Вслед-
ствие этого СО2 отмывает пленочную нефть, покрывающую зерна породы, и
капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в
поровых каналах, увеличивая тем самым фазовую проницаемость по нефти.
Вязкость нефти при растворении в ней СО2 уменьшается, а объем значи-
тельно увеличивается (в 1,5—1,7 раза), т.е. происходит набухание нефти. Ра-
створимость СО2 в нефти увеличивается с ростом давления и уменьшением
температуры молекулярной массы нефти. Нефти с высоким содержанием
парафиновых углеводородов лучше растворяют СО2, чем нефти с высоким
содержанием нафтеновых, и тем более ароматических углеводородов.
При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой
нефти и нагнетаемой СО2 последние будут неограниченно смешиваться друг
с другом, т.е. в пласте образуется однофазная смесь.
При этом СО2 будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смеши-
вающееся вытеснение). При давлении в пласте ниже давления смесимости
СО2 частично растворяется в нефтяной фазе, улучшая ее фильтрационные
характеристики, а легкие фракции нефти переходят в СО2, т.е. в пласте при-
сутствуют две фазы: газообразная СО2 с содержанием легких фракций не-
фти и нефть без легких фракций. В зоне, промытой двуокисью углерода,
остаточная нефт ь представляет собой тяжелый нефтяной остаток (асфаль-
тены, парафины).
Давление полной смесимости для разных нефтей изменяется от 8 до
30 МПа и выше. Для легких маловязких нефтей величина давления смеси-
мости меньше, чем для тяжелых высоковязких.
Увеличение объема нефти вследствие растворения в ней СО2, уменьше-
ние вязкости нефти и одновременно с этим увеличение вязкости воды - ос-
Современные методы увеличении нефтеизвлечения 339
новные факторы, определяющие эффективность применения СО2 при извле-
чении нефти из заводненных пластов.
Исследования по закачке СО2 проводились для Абдрахмановской пло-
щади Ромашкинского месторождения, на которой проектировалось приме-
нение двуокиси углерода для повышения нефтеотдачи на поздней стадии
разработки.
Лабораторные эксперименты по вытеснению и доотмыву нефти, прове-
денные для конкретных условий горизонта Абдрахмановской площади,
показали, что при использовании одного и того же количества реагента при
закачке оторочки дополнительная нефть будет получена быстрее и количе-
ство ее будет больше, чем при закачке карбонизированной воды.
Анализ результатов экспериментальных исследований по вытеснению
пластовой нефти из линейной модели песчаников Абдрахмановской площа-
ди Ромашкинского месторождения показал следующее: если коэффициент
вытеснения нефти водой изменяется в пределах 0,61-0,62, то после воздей-
ствия двуокисью углерода эта величина увеличилась до 0,67 (опыты прово-
дились при давлении 11 МПа). Исследования, проведенные в США и Венг-
рии, показывают, что увеличение давления от 11 до 16 МПа может значи-
тельно увеличивать коэффициент вытеснения.
Согласно проведенным технологическим расчетам по рекомендуемому
варианту при закачке оторочки двуокиси углерода размером 0,3 порового
объема прирост нефтеотдачи составит 13% от балансовых запасов участка.
Однако вследствие высокой стоимости запроектированного подводя-
щего газопровода и отсутствия отечественного оборудования осуществ-
ление закачки СО2 па Абдрахмановской площади оказалось экономически
нецелесообразным. По этой причине работы на выбранном участке не про-
водились.
Испытания по закачке СО2 проводились на Елабужском месторождении
методом створовой закачки в приконтурные нагнетательные скважины. По
техническим причинам работы были прекращены (отсутствие необходимого
оборудования).
7.4.4. Метод смешивающегося вытеснения
Сущность метода заключается в том, что в пласте создается оторочка
растворителя, которая проталкивается более дешевым агентом. В качестве
агента применяют сухой или жирный газ.
Теоретическими исследованиями и лабораторными опытами, проведен-
ными в ТатНИПИнефть и других институтах страны, а также за рубежом,
установлено, что при вытеснении нефти из пластов оторочками растворите-
лей нефти и газа, а затем обычной технической или загущенной водой коэф-
340
Раздел второй
фициент вытеснения достигает 80-98%. При этом 4-30% закачанных ра-
створителей и 30-50% газа остаются защемленными в пласте.
Если оторочка продвигается по пласту газом, то в качестве растворителя
обычно используются сжиженные пропан-бутановые смеси и другие, более
тяжелые углеводороды. Состав растворителя необходимо выбрать таким
образом, чтобы наблюдалась неограниченная взаимная растворимость ото-
рочки в нефти и газе. При этом условии в пористой среде не образуются
границы раздела (мениски), и вытеснение нефти происходит наиболее эф-
фективно.
Смешиваемость нагнетаемого и вытесняемого флюидов предполагает
полную взаимную растворимость пластовой нефти и нагнетаемого агента.
При этом отсутствует граница раздел фаз и в каждом сечении пласта реали-
зуется поток однородного флюида. Такой характер вытеснения при взаим-
ной растворимости фильтрующихся агентов способствует практически пол-
ному вымыванию нефти из охваченных процессом участков пласта, что обус-
ловливает увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. В качестве
вытесняющих агентов, смешивающихся с нефтью, наибольшее распростра-
нение получили и газ высокого давления, и углеводородные растворители.
Важное свойство процессов смешивающегося вытеснения — теоретичес-
кая способность газа под высоким давлением и углеводородных раствори-
телей вытеснять нефть из коллекторов с низкой проницаемостью, а также
отсутствие влияния пористости и проницаемости на эффективность процес-
са смешивающегося вытеснения. Это позволяет широко использовать рас-
сматриваемый метод в условиях глубокозалегающих слабопропицаемых
пластов, где заводнение неэффективно, а в ряде случаев и практически нео-
существимо. Малая вязкость и большая подвижность газа способствуют
высоким темпам нагнетания и отбора нефти даже при низкой проницаемости
коллектора.
Опытные работы по осуществлению процесса смешивающегося вытес-
нения на участке Миннибаевской площади были начаты в 1964г. Процесс
смешивающегося вытеснения на опытном участке проводился с целью вы-
работки слабопроницаемых пластов и повышения нефтеотдачи, изучения
возможности подземного хранения растворителей и излишков сухого газа
непосредственно в нефтяном пласте (рис. 7.59).
Промысловый опыт показал, что из-за неблагоприятного соотношения
вязкостей пластовой нефти, растворителя и газа (вязкость пластовой нефти
3,5 мПа с, растворителя 0,15 0,2, нагнетаемого газа 0,03-0,04 мПа-c) про-
цесс весьма неустойчив, особенно при закачке газа. Закачивать после ра-
створителя только один газ даже в слабопроницаемые пласты в большом
количестве (более 5% порового объема) нецелесообразно, поскольку на-
блюдаются прорывы его по наиболее проницаемым пропласткам в добыва-
ющие скважины и резкое повышение давления на их устье.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
341
Дата закачки 06.1964-1972
07. 1973-1977
Объем закачки: 106 тыс.м’ растворителя-
34062тыс. нм1 газа
35,7% вес. Vnop
Vnop = 1100 тыс. м3
Q = 105,2 тыс. т
В = 15%
Условные обозначения:
[ - • - - | Песчаник
|----—| Алевролит
Добывающая скважина
Нагнетательная скважина
а) Схема расположения скважин опытного участка
Миннибаевской площади по испытанию смешивающегося вытеснения
б) Динамика добычи нефти по участку
смешивающегося вытаснения Миннибаевской площади
Рис. 7.59. Опытный участок Миннибаевской площади Ромашкинского
месторождения по испытанию смешивающегося вытеснения
Опытные работы по смешивающемуся вытеснению показали сложность
их проведения, высокую стоимость и низкую эффективность. По нашим
подсчетам, при закачке растворителя в количестве одного порового объема
до прорыва газа и отключения в связи с этим добывающих скважин по
опып юму участку нефтеотдача составила всего около 19%, что существен-
но ниже, чем при применении заводнения обычной водой.
С целью регулирования процесса, уменьшения прорывов газа, снижения
забойного и устьевого давлений в добывающих скважинах, повышения ко-
эффициента охвата, а следовательно, коэффициента нефтеотдачи, была осу-
ществлена периодическая закачка газа и воды под повышенным давлением.
Несмотря на технологический эффект, полученный за небольшой отрезок
времени осуществления процесса, работы были прекращены ввиду техничес-
кой сложности процесса и высокой себестоимости дополнительной нефти.
342
Раздел второй
7.5. Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи
В последние годы получают развитие методы увеличения нефтеотдачи с
применением микроорганизмов. Их перспектива связана, в первую очередь,
с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и экологической
безопасностью.
Биотехнологические процессы в области увеличения нефтеотдачи плас-
тов можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это про-
изводство па поверхности реагентов для закачки в пласты по известным
технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид
углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И во-вторых,
использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микро-
биологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефте-
газосодержащих пластах.
7.5.1. Мелассная технология
Идея использования бактерий с целью вытеснения нефти из пористых
сред была высказана еще в 1926г. Бекманом. Зарубежные исследователи
установили, что микроорганизмы пласта продуцируют газы и поверхност-
но-активные вещества, которые улучшают подвижность нефти. Кроме того,
эти микроорганизмы способны утилизировать различные углеводороды не-
фти. Некоторые авторы показали биодеградацию парафиновых соединений
нефти до п-алкапов. При этом могут образовываться органические кислоты,
альдегиды, кетоны, перекиси, в основном водорастворимые, большинство
продуктов процесса биодеградации окислительного характера.
Основное сырье для питательного заводнения в мировой практике - ме-
ласса в концентрации 2-4%. Наиболее эффективными для внутрипластово-
го брожения мелассы оказываются микроорганизмы рода Клостридиум. Они
характеризуются интенсивным процессом брожения, в процессе которого
генерируются органические кислоты, спирты, ПАВ, а также газы СО2 и Н2.
Эти вещества воздействуют на:
-пористость и проницаемость коллекторской породы путем растворения
кислотами;
— вязкость нефти, снижая ее при растворении газов;
— отмыв нефти водой с растворенными в ней био-I IAB;
— увеличение локального перепада давления в системе трещина-матрица
за счетвнутрипластовой генерации газа;
-интенсивность капиллярной пропитки за счет генерации био-ПАВ.
Опытно-промышленные работы поданной технологии проводились на
залежи среднего карбона Ромашкинского месторождения.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
343
Для реализации метода мелассиого воздействия использовался штамм
R4 рода Клостридиум, нарабатываемый в передвижном ферментере и зака-
чиваемый вместе с мелассным раствором в циклическом режиме в нагнета-
тельную скважину.
В каждую нагнетательную скважину, подвергаемую воздействию в тече-
ние 3 лет в период май-октябрь, проводилось 5 циклов закачки по 600 м3
мелассного раствора и культуры микроорганизмов за цикл. Продолжитель-
ность цикла нагнетания - 5-7 дней. После окончания периода закачки нагне-
тательная скважина останавливалась, так же, как это происходило и при
базовом варианте заводнения, на 20-25 дней. Добывающие скважины рабо-
тают непрерывно.
Штамм Клостридиум R4 после наработки из ферментера должен вно-
ситься в пласт в концентрации, подавляющей пластовую микрофлору, что
достигается соотношением 1:10 к закачиваемому объему питательного ра-
створа. В то же время исследования показали, что питательный раствор ме-
лассы повышенной концентрации позволяет вести активные процессы внут-
рипластового брожения, и при этом подавляется сульфатредукция.
При реализации технологического процесса на установке по приготовле-
нию и закачке культуры Клостридиум используются следующие химичес-
кие реагенты: меласса свекловичная, гидроокись натрия, хлористый аммо-
ний, триполифосфат натрия.
Экспериментальные работы доказали принципиальную возможность по-
вышения нефтеотдачи в весьма неоднородных карбонатных коллекторах
сложного строения и при высокой минерализации пластовой воды при при-
менении меласспой технологии. Но экономика процесса оказалась небла-
гоприятной, и работы были прекращены.
7.5.2. Технология активации пластовой микрофлоры
Рассматриваемая технология заключается в циклической закачке малых
объемов аэрированных растворов минеральных солей в нефтяные коллекто-
ры. Активность микрофлоры (как аэробной, так и анаэробной) резко возра-
стала в призабойной зоне нагнетательной скважины. В ходе ОПР установле-
но, что микробиологические процессы проходят в два этапа. Первый этап
включает активацию аэробных процессов: окисление нефтяных органичес-
ких соединений, которое ведет к формированию таких нефтевытесняющих
реагентов, как органические кислоты, спирты, ПАВ, полисахариды и угле-
кислоты. На втором (анаэробном) этапе в основном генерируются газы, в
том числе метан, карбоновые кислоты. В результате метаболизма некоторых
пластовых микроорганизмов вида Bacillus, Pseudomonas, Clostridium в мик-
344
Раздел второй
ромоделях пласта отмечалось эмульгирование нефти на границе нефть -
минерализованная вода - порода. Генерация биогаза увеличивала давление
в модели, и остаточная нефтенасыщенность снижалась на 9,24%. Эти осо-
бенности механизма действия метода лежат в основе процесса увеличения
нефтеотдачи пласта.
Проведенные па Ромашкинском месторождении работы по микробиоло-
гическому воздействию показали высокую эффективность метода (рис. 7.60).
Причем более эффективным является метод активации пластовой микро-
флоры. Основной сдерживающий момент широкого применения метода-
необходимость внедрения на участках, где закачиваются пресные воды (25%
закачки месторождения).
Дата закачки 08-11.1987
Объем воздуха - 6000 км3
6,9 солей
Vnop = 1037.8 тыс. м3
Он = 389,7 тыс. т
В - 85%
Условные обозначения:
Нагнетательная скважина
Добывающая скважина
а. Схема расположения скважин опытного участка Сарманоаской площади
б. Характеристики вытеснения по участку испытания микробиологического
воздействия на Сармановской площади
Рис. 7.60. Схема расположения скважин опытного участка
Сармановской площади Ромашкинского месторождения по испытанию
микробиологического воздействия на пласт
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 345
Ученым Института микробиологии РАН в последние годы удалось ре-
шить проблему активации пластовой микрофлоры даже при закачке сточ-
ных вод в пласт. Это существенно расширяет масштабы применения этого
метода на месторождениях Татарстана.
Применение мелассной технологии менее перспективно из-за дефицит-
ности и дороговизны мелассы, хотя технологический эффект имеется и про-
цесс по существу уже освоен.
7.6. Рудничные методы добычи нефти
Рудничные методы могут найти широкое применение для разработки за-
лежей тяжелых нефтей и природных бизумов (ПБ), залегающих на неболь-
ших глубинах. Этот источник углеводородного сырья принято называть аль-
тернативным, т.к. для его освоения необходимы специфические методы гео-
логических исследований, поисково-разведочных работ, подсчета запасов,
добычи и переработки.
Битумы пермских отложений Татарстана представляют собой в разной
степени окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой
консистенции (вязкость от 600 до 1 млн мПа с), с высоким содержанием
серы (3,7- 7%), с содержанием масел от 5,8 до 88%, смол - от 8,7 до 57%,
асфальтенов от 3,3 до 61% [204].
Анализ результатов разведочных работ и лабораторных исследований керна
подтвердил сходство строения залежей битумов с нефтяными. Они пред-
ставляют собой скопления с содержанием битумов от 1 до 20% к весу поро-
ды (40-98 - к объему пор), с определенными границами, за которыми биту-
монасыщенность снижается до 1 % и ниже.
Проведенными работами подтверждена региональная битумоносность
пермских отложений Закамья, существенно уточнены основные закономер-
ности пространственного распределения скоплений природных битумов,
основные черты их строения, характер битумосодержания в скоплениях,
представляющих промышленный интерес, в основном определена перспек-
тивность различных районов Татарстана.
Проведенные в Татарстане исследования и опытно-промышленные рабо-
ты по изысканию скважинных методов извлечения битумов показали перс-
пективность и рентабельность разработки залежей битумоносных пород с
применением тепловых методов (внутрипластовое горение, вытеснение па-
ром). При этом на опытном участке Мордово-Кармальского месторождения
при разработке скважинными методами с применением внутрипластового
горения получена высокая нефтеотдача 35%.
Исследования показали рентабельность разработки части залежей ПБ при
следующих условиях:
346
Раздел второй
- одновременного освоения залежей ПБ и нижележащих залежей высо-
ковязких отложений в каменноугольных отложениях;
—организации специальной переработки ПБ непосредственно на террито-
рии месторождений.
РНТЦ ОАО «ВНИИнефть» предложены следующие, наиболее перспек-
тивные, месторождения ПБ и способы добычи их горизонтальными сква-
жинами:
1. С использованием двух горизонтальных стволов, расположенных
параллельно друг другу по напластованию. На Мордово-Кармальском ме-
сторождении природных битумов пробурены горизонтальные скважины
по этой схеме. Дебит горизонтальной скважины достигал 12 т/сут, средний
дебит скважины, работающей в пароциклическом режиме, равен 6,3 т/сут
(2001-2002гг.), паробитумное соотношение 1,8-2,0 т/т, при темпе закачки
2 т/ч. Горизонтальные скважины позволили повысить дебит скважины за
счет увеличения площади дренирования и за счет повышения охвата вы-
теснением.
2. Горизонтальные скважины со сквозным стволом - при этом один ствол
может быть использован в качестве нагнетательной, а другой—добывающей
скважины. Использование горизонтальной скважины со сквозным стволом
при добыче природных битумов позволяет: существенно снизить время пер-
воначальной стадии прогрева пласта за счет подачи теплоносителя в него с
двух противоположных сторон; обеспечить дальнейший прогрев пласта и
отбор пластового флюида одной скважиной; снизить энергозатраты за счет
снижения энергоемкости и повышения эффективности использования теп-
лоносителя; обеспечить стабильность процесса нефтеизвлечения.
3. Создание сети горизонтальных скважин, пробуренных с одного верти-
кального ствола или кустовым бурением в радиальных направлениях. Важ-
нейшим фактором применения горизонтальных скважин, пробуренных по
этой схеме, являются максимально возможная площадь вскрытия продук-
тивного пласта и эффективная доставка на забой теплоносителя. Эта систе-
ма является наиболее оптимальной, быстро окупаемой.
Применение горизонтальных скважин позволяет создавать в короткий срок
связь между добывающей и нагнетательной скважинами и управлять филь-
трационными потоками.
7.6.1. Карьерная (открытая) разработка месторождений
высоковязких нефтей и битумов
На территории Татарстана рудничная разработка месторождений биту-
моносных песчаников была начата еще в 1880г., отмеченная строитель-
ством Фиков-Колокского битумного завода. Созданный асфальто-битум-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
347
ный трест в 1934г. построил шахту на Сугушлинском, в 1935г. начал стро-
ительство на Сюкеевском, а в 1936г. гудронного завода на сырье Нижне-
Кармальского месторождения ПБ. Но из-за недостатков средств строи-
тельство было приостановлено. На прилегающих к Татарстану территори-
ях работали на местном сырье битумные заводы: Сызранский, Бахиловский,
Орлянский.
В настоящее время значительный опыт открытой разработки ПБ накоплен
только в Канаде. Здесь на месторождении Атабаска, площадь которого око-
ло 80 тыс.км2, в 1967г. вступил в строй комплекс Syncrud по добыче ПБ и
производству из них синтетической нефти 20,5 тыс. м3/сут [205]. Кроме
♦того есть проект Alsands, также предназначенный для добычи битумонос-
ных пород открытым способом.
Совершенствование технологии открытой разработки месторождений ПБ
позволило за 35-летний срок в 2,5—3 раза снизить стоимость производства
синтетической нефти, и это при значительных затратах на рекультивацию зе-
мель после извлечения и экстракции битумоносных песков. Правительство
Канады всячески поддерживало добычу битумоносных песков, закупая по-
лученную синтетическую нефть по ценам выше рыночных. Так, 10 лет на-
зад, когда стоимость производства синтетической нефти на комплексе Syncrud
составляла 120 долл./т, т.е. была равна рыночной, правительство закупало
ее по цене 140 долл./т. При нынешних высоких ценах на нефть разработка
битумоносных песков является прибыльным делом. Очевидно, поэтому Ка-
нада заявила о своих громадных запасах ПБ и вышла на второе место в
мире по запасам углеводородного сырья — 24,5 млрд.т.
В США в 90-х годах прошлого столетия началась промышленная разра-
ботка залежей ПБ в штате Юта производительностью 13,5 тыс. т/сут синте-
тической нефти.
Открытая добыча ПБ производилась в 1950-1960-х годах на месторож-
дениях Кирмаку в Азербайджане и Аймен-Мешедском в Туркменистане.
В работе [206] исследуются вопросы открытой разработки месторожде-
ний ПБ Татарстана. В отдельных случаях, наверное, этот способ может при-
меняться, но в весьма ограниченных масштабах.
Открытый способ разработки (карьером) возможен как один из вариантов
добычи природных битумов, залегающих на глубинах до 50 м. Но при данном
способе возникает целый комплекс экологических проблем, которые являют-
ся существенными. При открытой разработке нарушаются гидродинамичес-
кие процессы, происходящие в подземных водоносных горизонтах. При этом
большая часть территории вокруг карьера превращается в пустыню, так как
растительный мир погибает от нехватки воды, которая вся уходит в карьер.
Подземный способ разработки является предпочтительнее открытого.
348 Раздел второй
7.6.2. Подземная разработка месторождений
высоковязкой нефти и битумов
Вопросы подземной добычи исследованы в работе [207].
Впервые в мировой практике подземная добыча нефти осуществлена в
Пешельбронне (Франция) в 1735г. Добыча нефти производилась из штоль-
ни. Затем в 1745г. построена шахта глубиной 72 м, из ствола которой про-
водились параллельные наклонные штреки протяженностью 300 м с рас-
стоянием между ними 16 м. Извлеченные на поверхность битумоносные
пески отмывались кипящей водой. Затем в 1867г. шахту углубили до 250 м
и стали применять дренажный способ добычи из подземных выработок.
Начиная с 1888г. подземный способ уступил место скважинному способу
добычи.
В 1916г. Германия возобновила подземную разработку Эльзасских пло-
щадей Пешельброннского месторождения тяжелых нефтей плотностью
0,880-0,900 г/см3. В 1930г. здесь действовали три шахты длиной горных
выработок более 100 км, где добывалось 30 тыс.т нефти в год. За 30 лет
эксплуатации скважин с поверхности было добыто около 2 млн.т, а подзем-
ным способом (с 1916 по 1953г.) после «истощения» месторождения - око-
ло 1 млн.т нефти.
Основываясь на положительном опыте Пешельброннских шахт, подзем-
ный способ начали применять на месторождениях Витце и Гайде (Германия).
Добыча нефти производилась тремя способами:
-дренированием при помощи горных выработок;
—дренированием подземными скважинами;
—очистной выемкой нефтяных песков с последующей обработкой на по-
верхности.
Всеми тремя способами подземной разработки на месторождении Витце
за 33 года было добыто 765 тыс. т нефти, а скважинами с поверхности за 51
год добыто 338 тыс. т. С 1 пог.м горных выработок было получено 27 т
нефти. Очистной выемкой добыто 1041 тыс. м3 нефтяных песков, из кото-
рых извлечено 197 тыс. т нефти. Из всей добытой подземным способом
нефти 72% получено при помощи дренирования выработками, 26% - вы-
емкой песков с последующей промывкой и 2% при помощи горизонталь-
ных скважин.
Добыча высоковязких нефтей подземным способом производилась в
Румынии, Чехословакии, Польше, Японии и США. Способы подземной до-
бычи высоковязких нефтей не отличаются от вышерассмотренных.
Зарубежные результаты подземной разработки месторождений высоко-
вязких нефтей показывают, что этот способ позволяет извлекать нефти (по
отношению к геологическим запасам) в два раза больше, чем из скважин с
поверхности земли.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
349
В отечественной практике на Шугуровском месторождении Татарстана с
1887 по 1943г. с перерывами производилась подземная (штольнями) разра-
ботка битумоносных песчаников и в 1906г. был построен Шугуровский би-
тумный завод. После открытия Ромашкинского месторождения (1943г.)
Шу1уровский нефтебитумный завод стал использовать нефть для выработки
различных марок и других нефтепродуктов.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция Республики Коми пред-
ставляет собой единственный в стране район, где уже длительное время (с
1939г.) ведется добыча тяжелой высоковязкой нефти шахтным способом на
Ярегском месторождении. Из существующих грех нефтяных шахт с начала
разработки добыто 16,0 млн.т нефти, в т.ч. за счет термошахтного способа-
8,3 млн.т.
Глубина залегания нефтяного пласта (песчаника) 180 м, залегание почти
горизонтальное. Общая мощность пласта 70 м, средняя мощность нефтена-
сыщепной части 26 м. Характерная черта-трещинная тектоника месторож-
дения.
Эффективная пористость пласта сравнительно высокая- 15-16%, про-
ницаемость для верхней части пласта 1,5 10 12 м2, нижней — 2 10 12 м2.
Нефть тяжелая, плотность 0,941 г/см3, обладает высокой вязкостью 50-500
мПа • с в пластовых условиях. Температура в пласте +6°С, начальное плас-
товое давление 0,8 МПа. Газ, сопровождающий нефть, содержит 95,2%
метана Месторождение характеризует ся режимом растворенного газа. 11ефть
высокосортная и является уникальным сырьем для получения специальных
битумов, зимних смазок и дизельного топлива.
С 1935г. по настоящее время нефть добывалась как поверхностными сква-
жинами, так и подземным способом. Разработку Ярегского нефтяного мес-
торождения подземным способом можно разделить на следующие этапы:
- с 1935 по 1953г. - разработка месторождения подземной скважинной
системой (Ухтинская система);
— с 1953 по 1966г.-уклонно-скважинной системой;
- с 1968г. по настоящее время термическим способом;
- с 1973 но1974г. - очистной выемкой нефт еносных песчаников с после-
дующим извлечением нефти и титановых концентратов.
Технология термошахтной добычи нефти сочетает в себе преимущество
шахтного способа — высокую плотность сетки скважин — с паротепловым
воздействием на пласт в условиях нефтяных шахт. Эта принципиально новая
технолошя добычи нефти была научно обоснована, создана, испытана и впер-
вые в мировой практике внедрена в промышленности на Ярегском нефтя-
ном месторождении в 1968г. совместными работами ВНИИ, нефтешахтпого
управления Яреганефть, ПО «Коминефть» и ПечорНИПИнефть.
350
Раздел второй
Высокие показатели разработки обеспечиваются за счет сосредоточения
в продуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных
технологических процессов, включающих использование наиболее совер-
шенных по характеру вскрытия горизонтальных, пологонаклонных и вос-
стающих скважин большой протяженности (до 300 м), применение плотных
сеток размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачку в пласт
теплоносителя (пара и попутно добываемой горячей воды).
Применение способа термошахтной разработки позволило повысить неф-
теотдачу по пласту с вязкостью нефти 12000-15300 мПас, снизив ее до
50 мПа-c, т.е. до уровня, полученного при разработке месторождений с не-
фтями средней вязкости традиционными методами (с заводнением).
На отдельных участках Ярегского месторождения, находящихся в завер-
шающей стадии разработки, благодаря применению технологии термошахт-
ной добычи нефти достигнута нефтеотдача 50-60%.
В настоящее время планируется разработать и испытать новую техноло-
гию повышения нефтеотдачи пластов месторождений высоковязких нефтей
и природных битумов - подземно-поверхностную систему термошахтной
разработки. Эта технология является эффект ивной и экологически безопас-
ной для окружающей среды. На основании проведенных исследований наи-
более перспективными для шахтной разработки природных битумов и вы-
соковязкой нефти являются территории Татарстана, Архангельской области
и Республики Коми.
В РТ более 30 лет ведутся работы по освоению залежей ПБ, геологичес-
кие запасы которых оцениваются от 1,4 до 8 млрд.т и выше. В основном
исследования и ОПР ведутся в направлении использования поверхностных
скважинных (внепластовых) методов разработки с применением термичес-
ких и комбинированных (термоволновых) методов [208].
Полигоном для отработки скважинного способа добычи ПБ стали 2 мес-
торождения: Мордово-Кармальское и Ашальчинское. На этих месторожде-
ниях ПБ были разработаны и прошли апробацию технологии: отбора керна в
рыхлых битумоноспых песчаниках; опробования битумных скважип; ини-
циирования внутрипластового горения термогазовым генератором, высо-
кочастотным электромагнитным полем, с помощью пара, электронагрева-
тельной установкой УЭСК-100; термоциклического воздействия на биту-
монасыщенпый пласт воздухом, паром и парогазом; площадной закачки
воздуха, пара и парогаза; изменения фильтрационных потоков; извлечения
ПБ методом низкотемпературного окисления; применения горизонтальных
скважин.
Практика разработки месторождений ПБ на территории Татарстана с
использованием скважин с вертикальным стволом свидетельствует о слож-
ности этого процесса и низкой эффективности использования теплоноси-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
351
теля. Одним из вариантов, благоприятно влияющим на улучшение техно-
логических и экономических показателей, может стать бурение горизон-
тальных стволов.
Для разработки месторождений ПБ «РНТЦ-битум» предложены следую-
щие схемы разработки месторождений ПБ горизонтальными технологиями:
- с использованием двух горизонтальных стволов, расположенных па-
раллельно друг другу по напластованию;
- горизонтальные скважины со сквозным стволом - при этом один ствол
может быть использован в качестве нагнетательной, а другой - добывающей
скважин;
— создание сети горизонтальных скважин, пробуренных с одного верти-
кального ствола или кустовым бурением в радиальных направлениях.
Скважины со сквозным стволом и радиально-направленные горизонталь-
ные скважины — это новейшее достижение пауки и техники. Основное их
назначение - повышение эффективности прогрева пласта теплоносителем и
увеличение отбора продукции.
Применение горизонтальных скважин позволяет создавать в короткий срок
связь между добывающей и нагнетательной скважинами и управлять филь-
трационными потоками при разработке месторождений ПБ. При этом могут
преследоваться различные цели:
- многократное увеличение площади дренирования в интервале продук-
тивного пласта, что обеспечивает ускоренный прогрев с наименьшими энер-
гетическими затратами и с кратным увеличением отбора продукции;
— вовлечение в разработку застойных зон и запасов в санитарно-защит-
ных зонах населенных пунктов и водоохранных зонах водоемов, родников
и колодцев;
— обеспечение разработки месторождений с использованием меньшего
количества скважин.
Огромные потенциальные возможности для увеличения добычи природ-
ных битумов кроются в таких технологиях, как комбинированное воздей-
ствие на пласт с помощью термоволнового излучателя, парогазотеплового
воздействия в сочетании с горизонтальными скважинами.
Термоволновое воздействие (ТВВ) благодаря увеличению коэффициен-
тов охвата и вытеснения на Мордово-Кармальском месторождении ПБ, про-
веденное по технологии ОЭ КНЦ РАН, показало возможность рентабельной
разработки этого альтернативного источника углеводородного сырья [225].
Здесь на отдельных участках наблюдалось увеличение среднесуточного де-
бита скважин от 1,45 до 9 раз при одновременном снижении удельного рас-
хода воздуха на 1 т сырья от 1,4 до 4,7 раза; на другом участке обводнен-
ность возросла на 45%, дебит жидкости в 9 раз. Правда, по одному участку
352
Раздел второй
в 1,9 раза уменьшился дебит жидкости при росте обводненности на 20%.
Это свидетельствует о необходимости доработки этого наукоемкого метода,
в том числе и применительно для залежей высоковязких нефтей.
Полученные результаты позволяют утверждать, что при льготировании со
стороны государства (освобождение от НДПИ на период освоения место-
рождений) добыча ПБ может стать привлекательной для инвесторов.
7.7. Четвертичные МУН
Необходимость выделения этой группы МУН возникает при анализе раз-
работки нефтяных месторождений, находящихся в завершающей стадии раз-
работки. Возникает вопрос — что же делать с месторождением (залежью,
участком) после окончания разработки с достижением проектной нефтеот-
дачи. Ведь на месторождении остаются огромные запасы неизвлеченной
нефти. Так, на месторождениях Татарстана после извлечения запроектиро-
ванных запасов в недрах останутся в 2,5 раза больше так называемых неиз-
влекаемых запасов. Об извлечении хотя бы части остающихся запасов нуж-
но думать уже сейчас.
Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (ГМУН), как пра-
вило, могут обеспечить и обеспечивают проектную нефтеотдачу по место-
рождениям, введенным в разработку до 80-х годов прошлого столетия. С
этой точки зрения данные методы можно было бы уже не учитывать в каче-
стве новых. Однако они непрерывно совершенствуются, по разные НК по-
разному относятся к применению современных ГМУН, и поэтому в настоя-
щее время нельзя отказаться от отдельного их учета. Это требуется для оцен-
ки работы различных НК в вопросе рационального использования недр.
Кроме того, гидродинамические МУН еще далеко не исчерпали своих воз-
можностей и могут совершенствоваться.
Третичные (новейшие) МУН участвуют как в обеспечении проектной
нефтеотдачи (если они заложены в расчете), так и увеличении проектной
нефтеотдачи (если они выполняются в больших, чем проектные, объемах
или с применением новых, более эффективных технологий). Для оценки
эффективности работы НК и состояния разработки нефтяных месторожде-
ний возникает необходимость отдельного учета дополнительной добычи за
счет третичных МУН независимо от обеспечения ими проектной нефтеотда-
чи или ее превышения. Это необходимо для учета эффективности примене-
ния МУН не только с позиций получения дополнительной добычи нефти, но
и увеличения извлекаемых запасов. При обеспечении за счет третичных МУН
проектного КИН увеличение извлекаемых запасов не учитывается в балан-
се, а при превышении проектного КИН—возникает необходимость учета в
балансе запасов в качестве прироста.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
353
Глава 8
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Вершина далекая кажется близкою,
С подножья посмотришь рукою подать,
Но снегом глубоким, тропой каменистою
Идешь и идешь, а конца не видать.
Расул Гамзатов
Единственная важная проблема -что делать дальше.
Безымянное правило
Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений в общепринятом
употреблении охватывает наиболее продолжительный во времени водный
период разработки, а именно III и IV стадии разработки, а I и II стадии
принято называть основным периодом разработки [209-211].
Однако достижения последних 25 лет в области технологий разработки
нефтяных месторождений, а именно появление более эффективных МУН вто-
рого поколения для высокообводненных залежей, технологий горизонтально-
го и разветвленного бурения, использование горизонтальных технологий для
бурения новых стволов в старом фонде скважин и возможностей комплекси-
рования горизонтальных технологий с новейшими МУН обуславливают необ-
ходимость по-новому подойти к стадийности разработки месторождений.
Прежде всего применение этих технологий позволяет существенно по-
высить нефтеотдачу пластов по старым месторождениям (сверх ранее при-
нятых в проектных документах) и существенно удлинить сроки разработки
месторождений в IV стадии разработки. И продолжительность этой стадии
может составлять до 80% всего периода разработки нефтяного месторожде-
ния (в зависимости от его геолого-физической характеристики). Таким об-
разом, основной период эксплуатационной жизни месторождения -это до-
быча высокообводненной нефти, за который извлекается (с учетом увеличе-
ния нефтеотдачи) немногим менее половины (30-40%) всех запасов нефти.
Этот период эксплуатации месторождения, соответствующий общепринятой
IV стадии, можно было бы назвать основным периодом разработки место-
рождения и к нему применить понятие поздней стадии разработки. А третью
стадию разработки более правильно было бы назвать стадией интенсивного
падения добычи нефти. В таком понимании основной период разработки ока-
зывается самым длительным и наименее изученным.
354
Раздел второй
Более исследовала стадия интенсивного падения добычи нефти. Прогрес-
сирующее обводнение скважин и пластов, выбытие скважин из действую-
щего фонда по причине предельной обводненности и физического износа,
снижение эффективности проводимых геолого-технических мероприятий
(ГТМ), уменьшение добычи нефти - вот видимые основные сложности раз-
работки нефтяных месторождений в стадии интенсивного падения добычи
нефти.
В этой стадии необходимо решать две основные задачи:
- улучшение выработки дренируемых запасов нефти;
— вовлечение в разработку недренируемых, в основном трудноизвлекае-
мых запасов нефти.
К основному периоду разработки (IV стадии по общепринятой термино-
логии) по большинству месторождений к нерешенным проблемам добавля-
ются новые, связанные с основными недостатками внутриконтурного за-
воднения, старением скважин и нефтепромысловых сооружений, ошибка-
ми в проектировании и (или) неудовлетворительной реализацией ранее
запроектированных систем разработки.
Но этим не исчерпываются проблемы поздней стадии. Для более эффек-
тивного использования созданных мощностей и повышения технико-эконо-
мической эффективности нефтедобычи, а также из-за ухудшения свойств
ранее считавшейся извлекаемой части запасов в процессе длительной раз-
работки, возникает объективная необходимость отбора части неизвлекаемых
балансовых запасов, т.е. повышения нефтеотдачи сверх утвержденной и зап-
роектированной. Этот период разработ ки нуждается в более детальном ис-
следовании. Его нельзя представлять себе как период медленного, монот он-
ного роста обводненности и снижения добычи нефти (рис. 8.1). Здесь будут
периоды стабилизации и падения добычи нефти, как это прогнозировалось
В.Д.Наливкиным (рис. 8.2). А с учетом массированного внедрения МУН
новых поколений кривая добычи нефти будет более дифференцированной
(рис. 8.3), особенно для крупнейших месторождений.
Рассмотрим подробнее проблемы выработки запасов на поздней стадии
разработки.
8.1. Повышение нефтеизвлечения дренируемых запасов
На первый взгляд может казаться, что раз запасы дренируются, то и
проблемы их извлечения нет. Но это только на первый взгляд. Применение
заводнения по традиционным технологиям предопределяет закономерное и
неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Большинство не-
фтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются
между собой по коллекторским свойствам, и при совместной их разра-
ботке не обеспечивается равномерное вытеснение нефти по всей залежи.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 355
Это обусловливает формирование остаточной нефти в малопроницаемых
прослоях и зонах.
Например, на большинстве месторождений Западной Сибири и Урало-
Поволжья обводнение скважин происходит по отдельным, наиболее прони-
цаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной
выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов. Прорыв воды в
скважины и полное их обводнение (до пределов рентабельной эксплуата-
ции) в подавляющем большинстве случаев происходит задолго до достиже-
ния потенциально возможного отбора нефти из скважины.
Рис. 8.1. Общепринятая стадийность разработки эксплуатационного объекта
Рис. 8.2. Типовая кривая добычи нефти (по В.Д. Наливкину, 1993г.)
Рис. 8.3. Новое представление о стадийности разработки нефтяных
месторождений (по Р.Х. Муслимову)
356
Раздел второй
Методика геолого-промыслового анализа выработки запасов дает лишь
общий объем вовлеченных в разработку запасов. Пласты, дающие нефть,
обычно считаются вовлеченными в активную разработку. Но поскольку прак-
тически все пласты неоднородны, охваченная реальной выработкой часть
пласта в большинстве случаев меньше, чем мощность заводняемого пласта
в целом. Пласт, охваченный воздействием заводнения, промывается частич-
но и после достижения скважиной предельной обводненности заводняемый
пласт обычно отключается из разработки. В отключенном из эксплуатации
пласте остаются совершенно незатронутые заводнением пропластки, куда
еще не проникла вода. В зависимости от неоднородности пласта и техноло-
гии разработки в отключенном пласте остается до 50% невовлеченных в
процесс нефтевытеснения пропластков и часть нефти в частично промытых
объемах пласта. Это все - остаточная нефть, шансы извлечения которой со
временем уменьшаются из-за техногенных изменений состава оставленной
нефти. Поэтому при современных технологиях до отключения пластов из
разработки нужно обеспечить близкий к полному (не менее 90%) охват за-
водненного пласта по мощности, а ранее отключенные, как правило, высо-
копродуктивные пласты вскрыть и выработать до указанных значений охва-
та с применением современных МУН (ОЭЦ, МПДС, ВУС и др.).
Для выработки запасов частично заводненных пластов необходимо по-
высить охват заводнением до максимальных значений В этом случае по
заводняемому пласту можно поставить задачу достижения максимальной
нефтеотдачи, близкой коэффициенту вытеснения необработанной водой. Этого
можно достичь либо с многократным применением современных МУН, ра-
ботающих на увеличение коэффициента охвата заводнением (МПДС, ВУС,
СПС и др.), либо применением системы КГУ АСКУ-ВП. В высокопродук-
тивных заводняемых пластах физико-химические МУН необходимо приме-
нять на стадии частичного обводнения (т.е. при обводненности продукции
70% и более).
Формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также
свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, со-
держание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых ве-
ществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свой-
ства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содер-
жание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для
процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена
большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказывающих
стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих ад-
сорбцию нефти на поверхности породы.
Специфичность свойств нефтей с повышенным содержанием асфальте-
нов, смол и парафина, значительные молекулярные массы, наличие гетероэ-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
357
лементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные
свойства, возможность образования прочной структуры в нефти и проявле-
ния тиксотропных свойств привели к обособлению самостоятельного раз-
дела по гидродинамике процессов разработки неньютоновских нефтей.
Прежде всего для этого необходимо использовать все возможности гид-
родинамических методов, а именно, оптимизировать сетку скважин и обес-
печить нестационарное заводнение, а на участках, достигших предельного
обводнения, применить форсированный отбор жидкости. Во всех случаях
необходимо применять современные методы контроля и регулирования раз-
работки. Наиболее отработаны с применением системного подхода создан-
ные в КГУ под руководством Н.Н.Непримерова методы довыработки завод-
ненных коллекторов с использованием принципов оптимальной выработки
нефтяного пласта (ОВНП) и применением автоматизированной системы кон-
троля и управления выработкой пласта (АСКУ-ВП). Правда, не со всеми
принципами ОВНП можно согласиться, но применение АСКУ-ВП в комп-
лексе с разработанной в КГУ методикой дифференцированного геолого-
промыслового анализа состояния разработки, очевидно, позволит при отра-
ботке вовлеченного в активную разработку обводненного пласта достичь
нефтеотдачи, близкой к коэффициенту вытеснения, т.е. максимально воз-
можной (предельной) при применении систем заводнения. Проект ОПР по
АСКУ-ВП был составлен КГУ для центрального участка Азнакаевской пло-
щади, где предусматривалось за счет применения гидродинамических мето-
дов при АСКУ-ВП достичь нефтеотдачи в однопластовом объекте, равной
0,7. Однако из-за сложностей финансирования проект пока не осуществ-
лен. Но система АСКУ-ВП испытывается на однопластовом (горизонт До)
участке Березовской площади Ромашкинского месторождения, включаю-
щем 83 добывающих и 54 нагнетательных скважин (рис. 8 4). Результаты
приведены в таблицах 8.1, 8.2. В разработке участка по технологии КГУ
возник ряд организационных и технических проблем по охвату скважин
исследованиями и технической реализации решений (оптимизация системы
ППД, ремонт скважин и т.д.).
Таблица 8.1
Виды ОПЗ Затраты, тыс. руб. Выручка от реализации дополнит, добытой нефти, тыс. руб. Прибыль от доп. добытой нефти, тыс. руб. Налог на прибыль, тыс. руб. Чистая при- быль, тыс. руб.
доп. добыча, т затраты на про- ведение работ усл. пер. затраты на добычу доп. нефти
Технология АСКУ-ВП 35800 (за 2002г.) 18000 18352 88165 51813 18135 33678
358
Раздел второй
В «Татнефти» в 1984г. была состав- лена программа «Невод» по доотмыву нефти из заводненного однопластового объекта на 12 участках Ромашкинского Таблица 8.2
Годы Доп. добыча В т.ч. вновь пробуренных скважин %
месторождения, которой предусматрива- лось бурение 217 скважин. В соответ- ствии с программой предусматривается повысить нефтеотдачу за счет оптимиза- 1999 33,7 3,1 9,2
2000 38,8 4,3 11,1
2001 33,1 3,2 9,7
2002 35,8 2,6 7,3
Итого 141,4 13,2 9,3
ции сетки скважин и системы воздей-
ствия при применении современных методов контроля и регулирования
выработкой пласта гидродинамическими методами.
Гидродинамические МУН, конечно, являются мощным средством повы-
шения нефт еотдачи за счет повышения охвата заводнением. Но достижение
высокой нефтеотдачи, близкой к коэффициенту вытеснения, чисто гидроди-
намическими методами пока возможно лишь в однопластовом, сравнитель-
но однородном объекте. В многопластовой залежи и неоднородном объекте
достаточной мощности (более 12-15 м) наряду и на основе современных гид-
родинамических систем необходимо широкое применение третичных МУН,
повышающих коэффициент охвата залежи заводнением. Это прежде всего
применение физико-химических, в основном (потокоотклоняющих техноло-
гий), физических МУН (воздействие физическими полями, бурение боко-
вых горизонтальных стволов в старом фонде), водогазового воздействия.
С применением всего имеющегося арсенала гидродинамических и вы-
шеназванных третичных МУН появляется возможность достичь нефтеотда-
чи, близкой к коэффициенту вытеснения в многопластовом объекте, содер-
жащем активные запасы нефти [212,213]. Это возможно уже при использо-
вании освоенных в настоящее время технологий разработки, контроля и
регулирования выработки запасов. Следует подчеркнуть, что все эти техно-
логии работают в основном на активные запасы, т.е. на запасы залежей не-
фти, при разработке которых традиционными методами вытеснения нефти
водой (искусственный или природный водонапорный режим) обеспечива-
ются высокие темпы отбора и сравнительно высокая (обычно более 0,4—0,5)
конечная нефтеотдача. К данной группе относятся запасы залежей, содержа-
щих маловязкую (менее 10 мПа с) нефть в высокопроницаемых терриген-
ных или карбонатных коллекторах (высокопродуктивные залежи).
8.2. Повышение эффективности разработки залежей
с трудноизвлекаемыми запасами
Выше рассматривались охваченные или могущие быть охваченными (при
совершенствовании систем разработки) процессами заводнения пласты с
активными запасами нефти. Но на большинстве месторождений наряду с
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
359
активными присутствуют и трудноизвлекаемые запасы нефти. Причем в боль-
шинстве случаев активные и трудноизвлекаемые запасы объединены в один
эксплуатационный объект. Кроме того, есть целый ряд месторождений, со-
держащих только ТЗН.
К сожалению, отработанных методов эффективной разработки трудноиз-
влекаемых запасов в настоящее время ничтожно мало. Но особенно слож-
но, когда активные и трудноизвлекаемые запасы объединены в один объект
разработки. В начальном периоде разработки из-за недостаточной изученно-
сти деталей геологического строения объекта, состояния выработки пластов
и возможностей обеспечения высоких уровней добычи нефти за счет актив-
ных запасов (даже при низком охвате заводнением последних) невовлечен-
ность в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти не имеет
решающего значения. Но на поздней стадии разработки по мере опережаю-
щей выработки активных запасов невовлеченность в разработку ТЗН пре-
вращается в важнейшую проблему. Без ее решения зачастую бывает невоз-
можно обеспечить рентабельную разработку эксплуатационного объекта. В
этом случае непременным условием вовлечения в активную разработку ТЗН
является выделение их в самостоятельный объект разработки с организаци-
ей отдельной системы воздействия. Это осуществляется путем изоляции (от-
ключения из разработки) промытых пластов, бурения дополнительных, в ос-
новном нагнетательных, а при необходимости и добывающих скважин, и орга-
низации систем заводнения, наиболее полно учитывающих особенности
геологического строения выделенных в самостоятельный объект пластов.
Таким образом, эффективная разработка ТЗН на поздней стадии разра-
ботки основных объектов месторождений является насущной задачей. Но, к
сожалению, в стране практически отсутствуют эффективные технологии по
разработке ТЗН. Имеющиеся инженерные решения в этом направлении в
основном носят поисковый характер и, как правило, имеют ряд серьезных
ограничений.
Решение проблемы повышения эффективности разработки месторожде-
ний с ТЗН связано с созданием новых и усовершенствованием существую-
щих МУН, обеспечивающих более полное извлечение нефти [213].
8.3. Проблемы извлечения остаточных запасов нефти
В настоящее время нет общепринятого понятия «остаточная нефть», хотя
многие исследователи этим термином пользуются очень часто. Одни [214]
под остаточной нефтью понимают неизвлеченную на дату анализа часть ут-
вержденных извлекаемых запасов нефти, другие - запасы, которые на по-
здней стадии эксплуатации месторождения в течение многих лет остаются
невовлеченными в разработку, третьи [175,215-219] остаточными считают
запасы, которые на определенный период времени были не вытеснены или
160
Раздел второй
не охвачены воздействием в процессе осуществления базовой технологии
разработки. Некоторые исследователи остаточными считают запасы, кото-
рые должны остаться в пласте после выполнения проектных решений и до-
стижения проектного КИН [220-221].
Под остаточными большинство исследователей понимают те запасы, ко-
торые осталось извлечь на определенную дату от предусмотренных проект-
ным документом извлекаемых запасов. Здесь речь идет о достижении про-
ектной нефтеотдачи. Это справедливо, так как вопрос достижения проект-
ной нефтеотдачи требует больших усилий разработчиков и не является само
собой разумеющимся. Эта трудность обусловлена как сложным геологи-
ческим строением объекта, детали которого обычно выявляются в процессе
эксплуатации, так и особенностями выработки пластов с применением ме-
тодов заводнения.
Многие исследователи различают остаточную нефть двух типов. Первый
тип представляет собой нефть, не вовлеченную в процесс фильтрации и со-
средоточенную в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не ох-
ваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинами возникновения
так называемых «целиков» нефти являются в первую очередь проницаемос-
тная неоднородность пласта, низкий охват его заводнением и сеткой сква-
жин. Показано, что при различии проницаемостей двух пропластков, разде-
ленных глинистым пропластком, в 5 и более раз вода не поступает в низко-
проницаемый пропласток, в результате чего нефть остается невовлеченной в
разработку. Реально же это может происходить и при разнице проницаемос-
тей пропластков в 2—3 раза. Очевидно, что остаточная нефть этого типа либо
практически не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодей-
ствует с закачиваемыми флюидами, либо она претерпела изменения в ре-
зультате контакта с охлажденными смежными пластами разреза.
Другой тип остаточной нефти представляет собой нефть, остающуюся в
промытых зонах [220]. Согласно характеру изменения фазовых проницае-
мостей, при высоких значениях водонасыщенности (большой степени вы-
работки коллектора) нефть становится практически неподвижной. Для этого
типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода- нефть -
закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности
породы.
Поскольку основные месторождения России находятся на поздней ста-
дии разработки и проблема извлечения остаточных запасов весьма актуаль-
на, то для исследователей настала пора определиться с терминологией. Без
этого возникают сложности в понимании процессов извлечения нефти как
без применения МУН, так и с внедрением новейших технологий нефтеизв-
лечения. Исследования показали, что запасы нефти в недрах разделяются на
подвижные, которые можно извлечь с применением имеющегося арсенала
современных гидродинамических методов, и неподвижные, которые извлечь
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
361
этими методами невозможно. Причем подвижные запасы - это изначально
извлекаемые в соответствии с проектом разработки запасы, т.е. начальные
извлекаемые запасы. Из них на поздней стадии значительная часть запасов
уже извлечена, и остались остаточные извлекаемые запасы (ОИЗ), которые
можно отнести к категории «остаточных подвижных запасов». Эту катего-
рию можно разбить на вовлеченные в разработку и невовлеченные по при-
чине неполного охвата заводнением. Неизвлекаемая часть балансовых запа-
сов представляет так называемые «остаточные неподвижные запасы». Можно
было бы ограничиться делением остаточных запасов на эти две категории.
Но с учетом применения современных третичных МУН возникает необходи-
мость выделения слабоизмененных малоподвижных запасов. Выделение этой
категории нужно для оценки количества запасов (на объекте, месторожде-
нии, в регионе, стране), на которых можно применить некапиталоемкие тре-
тичные (в данном случае физико-химические, физические, микробиологи-
ческие МУН).
Оставшуюся часть неподвижных запасов, которая состоит из изначально
неизвлекаемой (даже с применением вышеуказанных третичных МУН), а
также из сильнопреобразованной в результате длительной закачки воды не-
фти, можно назвать - «остаточные неподвижные» запасы нефти.
Изложенное деление остаточных нефтей соответствует имеющейся клас-
сификации МУН. Его можно применять для оценки количества запасов, мо-
гущих быть выработанными за счет гидродинамических, третичных МУН, и
запасов, для выработки которых сегодня нет технологий.
Вопросы, связанные с условиями образования остаточной нефти, доста-
точно подробно рассмотрены в литературе. Одним из основных направле-
ний исследований, развернувшихся в этой области, является изучение со-
става и свойств нефти при фильтрации через пористые среды. При этом рас-
сматриваются как нефтенасыщенные керны, так и модельные системы.
Результаты подобных исследований приводятся, например, в работах
МЛ.Сургучева, Э.М.Симкина, Н.Н.Михайлова, А.Г.Ковалева, ИЛ.Марха-
сина, Г.П.Курбского, Р.Н.Фахретдинова, Б.И.Тульбовича и других.
Изначально в поровом пространстве породы содержится как подвижная,
так и неподвижная нефть. Это соотношение определяется природными про-
цессами формирования и многократного переформирования залежей нефти
с выпадением асфальтенов в пористой среде и окислением нефти до битума
при контакте с пластовыми водами древних и современных ВНК. В процес-
се разработки с применением методов заводнения с закачкой поверхност-
ных холодных вод за счет техногенного изменения объем неподвижной не-
фти возрастает.
В остаточном нефтенасыщении кернового материала содержится непод-
вижная часть пластовой нефти, так как при его выбуривании и извлечении
на поверхность теряется подвижная часть нефти. Остаточное нефтенасыще-
362
Раздел второй
ние кернового материала продуктивной зоны пласта представляет собой
предельно остаточную нефтенасыщенность пласта. Оно позволяет охаракте-
ризовать особенности распределения, состав и свойства остаточных нефтей
на поздней стадии разработки, формирующихся в основном за счет вытес-
нения водой легких неполярных компонентов. Поэтому применительно к
неподвижной части нефти из нефтенасыщенных зон пласта можно исполь-
зовать термин «остаточная неподвижная нефть». Неподвижная часть битума,
содержащаяся в керне, в значительной степени соответствует битумам в
пластовых условиях, поэтому может быть обозначена термином «битум».
Рассмотрим подробнее распределение подвижных и неподвижных флю-
идов в пласте. Поровое пространство пласта соответствует объему пор, за-
нятому пластовым флюидом, который может состоять из подвижной части
нефти, неподвижной части нефти, свободной воды и связанной воды в раз-
личных сочетаниях. Известны многочисленные способы определения пара-
метров флюидонасыщения пласта [221-223]. Однако до настоящего време-
ни не выработан единый методический подход получения параметров под-
вижной и неподвижной частей нефтенасыщенности, а также свободной и
связанной водонасыщенности.
В порах пород-коллекторов в пределах залежей нефти всегда в том или
ином количестве находится так называемая реликтовая вода, которая в зави-
симости от ее количества и свойств существенно или несущественно, но
уменьшает общий объем пустот, занятых нефтью, влияет на относительную
проницаемость и коэффициент извлечения нефти. Наиболее распространен-
ной точкой зрения на происхождение реликтовой воды является представле-
ние о ней как о первичной пластовой воде, не вытесненной нефтью в про-
цессе формирования залежей. Для количественной оценки первоначальной
(остаточной) водонасыщенности продуктивных пластов используют прямой
и косвенный методы. Прямой метод заключается в определении количества
воды в кернах, отобранных из продуктивных пластов на специальных ра-
створах, обеспечивающих сохранение водонасыщенности, имеющейся в
условиях пласта. Косвенные методы предполагают оценку первоначальной
водонасыщенности по кернам после удаления их из нефти, воды и солей.
Роль воды, насыщающей залежь, прежде всего заключается в том, что
она уменьшает объем пустот. Действительно, водонасыщенность изменяет-
ся в широких пределах. Считается [224], что если водонасыщенность
Кв < 30% - пласт нефтенасыщенный, пласт имеет переходную характерис-
тику 30% < Кв > 60%, при Кв > 60% - пласт обводненный, а при Кв = 100% -
пласт водоносный. Водонасыщенность представлена как связанной, так и
свободной водой.
Связанная вода по степени физической связи с породой подразделяется
на прочносвязанную, распределенную мономолекулярным слоем на повер-
хности породы и адсорбированную на поверхности частиц в виде несколь-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
363
ких молекулярных слоев, или рыхлосвязанную. Остальную часть насыщен-
ного водой порового пространства занимает подвижная вода. Относитель-
ное содержание в порах физически связанной воды характеризуется коэф-
фициентом остаточной (Кво) или связанной (Квс) водонасыщенности. В
чистых и слаботинистых коллекторах при Кво < 25% остаточная вода прочно
связана, в полимиктовых и глинистых коллекторах при 25% < Кво < 55%
она прочно и рыхло связана. В переходных зонах нефтяных залежей присут-
ствует остаточная и свободная вода [225].
Некоторые исследователи под связанной водой понимают весьма тонкий
(мономолекулярный) слой воды, примыкающий к поверхности твердой фазы
(породы нефтяного пласта), который адсорбционно связан с этой поверхно-
стью. При таком определении единственным признаком связанности воды
является энергия ее связи. Для последующих молекулярных слоев (второ-
го, третьего и т.д.) энергия связи с твердой поверхностью резко убывает. По
физическим свойствам связанная, или адсорбированная, вода резко отли-
чается от свободной, то есть объемной воды.
Необходимость установления корреляционных зависимостей между Ков
и пористостью или газопроницаемостью вызвана использованием их для
оценки нижних пределов Кп и Кпр по значению критической водонасыщен-
ности. И в прямых, и в косвенных методах остаточную водонасыщенность
используют для определения начальной нефтенасыщенности.
Коэффициент нефтенасыщенности определяют отношением объема пор,
занятых нефтью, ко всему объему порового пространства. В гидрофобных
коллекторах, полностью заполненных нефтью, Кн = 1. Для частично гидро-
фобных и гидрофильных коллекторов, в которых порода частично или пол-
ностью смачивается водой, справедливо равенство Кн + Кв= 1. В таких кол-
лекторах наряду с нефтью может присутствовать остаточная вода.
Анализ результатов оценки остаточной нефтенасыщенности по различ-
ным регионам для разновозрастных отложений позволяет отметить, что ди-
апазон значений этого параметра изменяется от 1до 60% при колебаниях
проницаемости в пределах 3—4 порядков, тогда как средние значения оста-
точной нефтенасыщенности составляют 25-30%.
Смачиваемость пород имеет особое значение для эксплуатации нефтяных
месторождений, так как оказывает сильное влияние на процесс вытеснения
нефти водой. Распределение фаз в поровом пространстве по окончании вы-
теснения также является функцией смачиваемости [226].
Молекулярная природа поверхности минеральных частиц, слагающих
нефтяной пласт, различна. Достаточно большая часть пластов гидрофильна,
еще большая часть гидрофобна, меньшее значение имеют породы промежу-
точной смачиваемости. Для карбонатных пород число гидрофильных плас-
тов больше [214]. Среди минералов, составляющих углеводородные кол-
лекторы, в естественных условиях преобладают гидрофильные [227]. Макси-
364
Раздел второй
мально гидрофильные мономинеральные породы - глины гидрослюдистого
состава, за ними следует кварц, наименее гидрофильные - известняки, до-
ломиты; завершают ряд полевые шпаты, в целом полиминеральные породы-
коллекторы.
Смачиваемость породы-коллектора зависит не только от материала, со-
ставляющего породу, но и от содержащихся в порах жидкостей, то есть от
свойств воды и нефти. Если поверхность частиц горных пород смачивается
нефтью избирательно лучше, чем водой, тогда порода называется гидро-
фобной. В этом случае на поверхности ее зерен действуют силы сцепления и
прилипания между породой и нефтью. Частицы породы, смоченные нефтью,
удерживают часть ее на своей поверхности в виде тонкой пленки. Толщина
пленки может быть различной в зависимости от вязкости нефти, шерохова-
тости минерала и других факторов. Пленочная нефть прочно связана с гид-
рофобной поверхностью песчинок. В других случаях поверхность частиц
горных пород может смачиваться водой избирательно лучше, чем нефтью,
тогда порода называется гидрофильной. В однородных пластах влияние по-
верхностных свойств обусловлено преимущественно смачиваемостью внут-
рипоровой поверхности водой и нефтью.
В случае полной или преимущественной смачиваемости породы водой
пленочная вода заполняет самые узкие поры, в то время как нефть находит-
ся в больших пустотах. Наоборот, когда поверхность породы преимуще-
ственно смачивается нефтью, то наиболее узкие поры заполнены нефтью, а
вода содержится в более широких пустотах в виде изолированных капель.
При значении краевого угла смачивания 0° < 6 < 90° поверхность преиму-
щественно смачивается водой, а при 90° < 6 < 180° преимущественно сма-
чивается нефтью.
Несмотря на общее признание важности характеристики смачиваемости
пород, в настоящее время нет метода оценки этого показателя в пластовых
условиях. Более того, хотя имеется значительное число работ по изучению
смачиваемости в лабораторных условиях, результаты часто противоречивы
и трудно воспроизводимы.
В зависимости от степени гидрофильности или гидрофобности породы
состав и свойства остаточной нефти значительно отличаются. При вытесне-
нии нефти из гидрофильной пористой среды реализуется поршневой режим
вытеснения, когда до 90% нефти добывается в безводный период. В свою
очередь водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен,
и при закачке 0,5-1,5 поровых объемов воды достигается предельная об-
водненность. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы,
а нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды
происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из
которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Оста-
Современные методы увеличении нефтеизвлечения
365
точная нефтенасыщенностъ в этом случае представлена капиллярно-защем-
ленной нефтью.
В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре
крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытес-
нении вода образует непрерывные каналы через крупные и средние капил-
ляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытес-
нения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным
и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обвод-
ненности требуется закачка 10-15 поровых объемов воды. Остаточная нефть
сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких тупико-
вых порах.
Наибольшие коэффициенты вытеснения нефти (> 70%) достигаются в кол-
лекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны,
а крупные - гидрофобны. Такая смачиваемость характерна для девонских
песчаников Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В этом случае
одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гид-
рофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Из-за наличия
гидрофобных участков образуегся значительно меньше капиллярно-защем-
ленной нефти.
Формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также
свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, со-
держание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых ве-
ществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свой-
ства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содер-
жание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для
процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена
большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказывающих
стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих ад-
сорбцию нефти на поверхности породы.
С появлением метода ЯМР спектроскопии появилась возможность лабо-
раторного определения и количественного распределения нефти, находящейся
в поровом пространстве образцов пород с разделением на подвижную и
неподвижную. Общее содержание нефти в поровом пространстве контроли-
руется традиционными методами лабораторных исследований. По ЯМР спек-
троскопии с применением моделей по вытеснению нефтей из пород можно
определить подвижную (вытесняемую обычной водой), малоподвижную
(вытесняемую облагороженной водой) и неподвижную (невытесняемую
водой) оставшуюся нефть. Причем величина малоподвижной нефти зависит
от прими ыемых третичных МУН.
В промысловых условиях методами ядерно-магнитного каротажа (ЯМК)
в настоящее время можно определить значение подвижной нефти. Оставшу-
366
Раздел второй
юся нефть можно считать неподвижной. С учетом данных лабораторных
исследований представляется возможность выделить из неподвижной часть
нефти, получаемую дополнительно за счет тех или иных третичных МУН, и
неизвлекаемую часть даже при их применении. Появляется возможность
при таком подходе определить запасы по следующей классификации: под-
вижные (извлекаемые за счет гидродинамических методов), малоподвиж-
ные (добываемые за счет комплекса гидродинамических методов и третич-
ных МУН) и неподвижные запасы (рис. 8.5).
Рис. 8.5. Классификация остаточных запасов нефти
Однако для доведения предложенного подхода до промышленного при-
менения нужны большие исследовательские работы по отработке методики
разделения нефтей в породах по степени подвижности и раздельного под-
счета запасов нефти по степени подвижности и возможного извлечения.
Для решения задачи наиболее полной отработки охваченных заводнени-
ем запасов основная роль отводится регулированию разработки. Промыс-
ловыми наблюдениями установлено, что чрезмерное снижение пластовых
давлений на ряде участков существенно ухудшало условия для освоения
скважин на нефть и под закачку воды, способствовало снижению коэффи-
циентов продуктивности скважин, их дебитов и приемистости.
Специальные исследования, проведенные профессором Н.Н.Непримеро-
вым в 1970-х годах на Южно-Ромашкинской, затем и на опытном участке
мицеллярного заводнения Азнакаевской площади, показали, что целесооб-
разно эксплуатировать нефтяное месторождение при давлениях, близких к
начальному пластовому. Однако технически осуществить это оказалось весь-
ма сложно и было признано целесообразным поддерживать пластовое дав-
ление на уровне 16-16,5 МПа.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
367
В связи с обнаруженными фактами отрицательного влияния снижения
пластового давления на выработку запасов в «Татнефти» были поставлены
специальные научно-исследовательские работы. Они выполнялись ВНИГРИ
под руководством М.Д.Белонина и Р.С.Сахипгареева. Перед исследовате-
лями поставлена задача учета возможных деформаций коллекторских свойств
пород на поздней стадии разработки месторождений.
Главными объектами исследования являются терригенные пласты девон-
ских отложений, которые представлены породами с высоким объемным
содержанием глинистого материала (как высоко-, так и низкопроницаемые).
Другими объектами являются трещиноватые коллекторы, фильтрация
флюида в которых в значительной мере зависит от раскрытое™ трещин. К
этой группе, в частности, относятся карбонатные коллекторы верхнетурней-
ских отложений.
Механизмы изменения снижения проницаемости коллекторов, которые
вызываются развивающимися в них деформационными процессами, для
объектов первой и второй групп совершенно различны. Для первой груп-
пы терри! гнных коллекторов - необратимое изменение проницаемости обус-
ловлено в основном деформациями матрицы (межзерновой коллектор), за
которую, главным образом, ответственна пластическая деформация глинис-
того материала скелета породы.
Для коллекторов второй группы изменение проницаемости является пре-
имущественно результатом изменения раскрытое™ трещин разномасштаб-
ного уровня от микротрещин вплоть до трещин - протяженностью в десят-
ки и сотни метров и более. При этом сжимаемость трещин зависит от их
раскрытое™, шероховатости стенок, величины эффективных напряжений,
направленности и величины действующих напряжений. На основании ре-
зультатов экспериментов был сделан вывод, что в карбонатаых породах зна-
чительное уменьшение раскрытое™ и проницаемости трещин происходит за
счет упругой деформации в результате контакта поверхности стенок трещин.
Кроме различия в механизмах изменения проницаемости коллекторов
необходимо также учитывать, что изменение напряженно-деформированно-
го состояния (НДС) в различных частях пласта имеет свои особенности.
Особенности изменения НДС, в свою очередь, очень сильно влияют на ха-
рактер и степень изменения проницаемости в разных частях пласта.
Специалисты ВНИГРИ считают более широким явлением проявление нео-
братимых деформаций.
Мы считаем, что снижение пластового давления ниже критического мо-
жет реально приводить к необратимым деформациям и снижению фильтра-
ционно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, а снижение забойных давлений
ниже критического - к снижению ФЕС в призабойной зоне скважин и око-
лоскважинном пространстве.
368
Раздел второй
Кроме того, установлено, что уже при бурении скважин происходит су-
щественное (и часто необратимое) деформационное изменение структуры
порового пространства непосредственно в призабойной зоне. При бурении
горизонтальных скважин это влияние более существенно
Таким образом, в процессе разработки нефтяных месторождений с при-
менением заводнения происходит ухудшение геолого-физических (термо-
гидродинамических) условий выработки пластов, связанное с изменением
напряженного состояния и необратимыми (а иногда и обратимыми) дефор-
мациями, ухудшением свойств остаточных нефтей (утяжеление, осернение,
биодеградация, окисление, повышение вязкости и температуры насыщения
парафином), кристаллизацией парафина при переохлаждении пластов и вы-
падением АСПО в призабойной зоне.
Все это приводит к необратимым изменениям проницаемости остаточных
нефтей, механическому изменению продуктивности скважин, снижению тем-
пов отбора и конечной нефтеотдачи. Причем все эти факторы, действуя в
комплексе, синэнергетично снижают добывные возможности месторожде-
ний. Исследования показали, что техногенно измененные в процессе дли-
тельной разработки остаточные нефти (ОН) могут быть разделены на две
группы: неизмененные (или слабоизмененные) и сильнопреобразованные. В
первой группе мы выделяем две подгруппы [218,219]:
- нефти невырабатываемых пластов, участков залежи, практически не
затронутые влиянием заводнения;
— нефти подвергнутых влиянию заводнения пластов, участков залежи,
без нарушения дисперсного состояния, в которых ограничена распростра-
ненность процессов изменения свойств нефти под действием техногенного
фактора (по относительному содержанию компонентов они близки к добы-
ваемым нефтям и, следовательно, при определенных условиях могут быть
извлечены).
Сильнопреобразованные нефти существенно отличаются от извлекаемых
на поверхность нефтей. Установлено, что изменение коллоидного состояния
сильнопреобразованных нефтей, характерное для второй группы исследуе-
мых объектов, связано с коагуляцией твердых парафинов. Выпадение их в
виде осадков в пористой среде оказывает влияние на фильтрационные ха-
рактеристики пластов и приводит их к «тепловой» смерти. Аномалии в хи-
мическом составе наблюдаются в результате выпадения твердых парафинов
при длительном охлаждении пласта закачиваемой водой. В остаточных не-
фтях увеличивается доля масел, так как высокомолекулярные парафиновые
yi леводороды являются их основной частью. В результате диспропорциони-
рования компонентов добываемые нефти обогащаются смолисто-асфальте-
новыми компонентами. Показано, что проявление процесса парафиноотло-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
369
жения является результатом длительной прокачки больших объемов холод-
ной воды по высокопроницаемым промытым пластам и пропласткам.
Таким образом, в поздней стадии мы имеем не первоначальное, а дру-
гое, техногенно измененное месторождение. В результате часть проектных
извлекаемых запасов теряется в недрах за счет несовершенства методов
заводнения и неудовлетворительной реализации проектных решений. Одно-
временно за счет применения МУН часть слабоизмененных (проектных и
неизвлекаемых) запасов извлекается, компенсируя и даже превышая поте-
рянную в недрах часть извлекаемых запасов (рис. 8.6).
Однако проектировщики до сих пор продолжают работы по совершен-
ствованию разработки месторождений без учета названных особенностей
месторождений, объективно и реально снижающих ранее запроектирован-
ную нефтеотдачу. В ряде случаев в следующем проектном документе обо-
сновывается снижение нефтеотдачи против ранее принятой (но не по причи-
не техногенного изменения свойств месторождения), в других случаях ос-
тавляется ранее принятая нефтеотдача, но для ее достижения предлагается
масса ранее не предусмотренных мер (уплотнение сетки скважин, повы-
шение интенсивности заводнения, применение большого количества МУН
и методов стимуляции скважин). Замалчивание техногенных изменений
месторождений в процессе разработки и отсутствие в большинстве случа-
ев целенаправленных исследований по данной проблеме не позволяют про-
ектировщикам объективно оценивать ситуацию. В результате в составе не-
вовлеченных и даже в вовлеченных запасах образуются сильнопреобра-
зованные запасы, отработанных методов извлечения которых в настоящее
время нет.
Практически же по большинству месторождений имеются возможности
повышения нефтеизвлечения сверх проектного уровня за счет широкого
применения новейших МУН для выработки запасов, ранее не предусмот-
ренных к извлечению. В таких случаях должна быть поставлена задача даль-
нейшего повышения нефтеизвлечения сверх проектного уровня. Это может
быть обеспечено за счет массированного и системного применения комп-
лекса эффективных для данных условий МУН. Наибольшее значение этот
путь имеет для выработки остаточных (после достижения проектного КИН)
запасов на крупнейших месторождениях страны. Здесь абсолютная величи-
на данных запасов огромна и может служить основой для рентабельной до-
бычи нефти. Этому способствуют большой фонд пробуренных скважин и
развитая инфраструктура, за счет чего продлевается рентабельная добыча и
месторождение приобретает «второе дыхание». Возможности рациональной
разработки в поздней стадии покажем на примере супергигантского Ромаш-
кинского месторождения.
370
Раздел второй
8.4. Основные направления совершенствования
системы разработки супергигантского Ромашкинского нефтяного
месторождения в поздней стадии
Выше говорилось об удовлетворительном состоянии разработки Ромаш-
кинского месторождения. В данном разделе мы попытаемся обосновать но-
вый взгляд на перспективы его развития в завершающей стадии эксплуата-
ции, опираясь на 55-летний опыт изучения геологии и разработки этого ме-
сторождения, а также на исследования процессов формирования и
переформирования месторождений нефти.
Проектирование и развитие принципов разработки Ромашкинского мес-
торождения производились в течение более чем 50 лет, и они неразрывно
связаны с тремя Генеральными схемами разработки.
Первый этап проектирования разработки (1949-1956гг.) завершился со-
ставлением и утверждением б.Министерством нефтяной промышленности
1 Генеральной схемы, составленной на период 1956-1965гг. В этом доку-
менте были сформулированы 11 основных принципов разработки, из кото-
рых ряд принципов не нашел практического применения, а часть принципов
претерпели коренные изменения в процессе внедрения. Незыблемыми оста-
вались лишь принципы внутриконтурного заводнения и порядок освоения
нагнетательных скважин в разрезающих рядах [28].
Второй этап проектирования разработки (1964-1968гг.) завершился состав-
лением и утверждением б.Миннефтепромом II Генеральной схемы развития
добычи нефти из горизонтов ДтД(| Ромашкинского месторождения на период
до 1975г. В этом документе были исключены принципы I Генсхемы, не нашед-
шие практического применения (многоэтапность системы разработки с ран-
ним отключением обводненных скважин и батарейным переносом нагнета-
ния, сгущение сетки скважин в зоне стягивания контуров нефтеносности), и
изменены принципы заводнения (повышение давления нагнетания, дополни-
тельное разрезание, очаговое заводнение, перенос нагнетания по отдельным
скважинам), а также рекомендовалось снижение забойного давления до дав-
ления насыщения, отключение скважин при большой обводненности [30].
Третий этап проектирования разработки Ромашкинского месторожде-
ния (1968-1978гг.)завершился утверждением б.Миннефтепромом в 1978г.
III Генсхемы на период до 1990г., в которой было сформулировано 11 осно-
вополагающих прогрессивных принципов разработки.
Основные принципы разработки, сформулированные в третьей Генсхеме
разработки Ромашкинского месторождения, имели большое теоретическое
и практическое значение. Их внедрение дало возможность повысить охват
заводнением продуктивного горизонта, интенсифицировать выработку пла-
стов и замедлить темпы падения добычи нефти из-за обводнения на третьей
стадии разработки.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 371
Сделанный нами анализ (1975-1979гг.) показал, что внедрение положе-
ний первой Генсхемы разработки Ромашкинского месторождения позволи-
ло бы вовлечь в разработку 52% запасов и обеспечить конечную нефтеотда-
чу около 38%, второй Генсхемы соответственно - 78 и 42%, третьей - около
90 и 49%. Следовательно, даже в третьей Генсхеме не достигалась утверж-
денная нефтеотдача- 53% [30].
Анализ, выполненный ТатНИПИнефть в 2004г., показал более низкие зна-
чения коэффициентов нефтеотдачи, возможных при реализации предыдущих
генеральных схем разработки (табл. 8.3).
Это объясняется тем, что дополнительные исследования деталей геологи-
ческого строения пластов и процессов разработки, проведенные ТатНИПИ-
нефть за последние 25 лет и обобщенные в IV Генсхеме, показали большую
фактическую неоднородность пластов. А это в свою очередь привело к боль-
шей степени зависимости КИН от плотности сетки скважин. Эта зависи-
мость в IV Генсхеме выглядит так:
Кни= 0,599 хе-0-002245’’,
где S - плотность сетки скважин, га
А в книге [30]:
Кни= 0,654 хе-1-19685'
где S' - плотность сетки скважин, км2.
Срок действия III Генсхемы истек в 1990г. Планировалось составить IV
Генсхему разработки в 1995г. Однако переход на рыночные условия хозяй-
ствования и связанное с этим усложнение работы нефтедобывающих ком-
паний не позволили завершить эту работу в указанные сроки. Дело было
связано с большой работой по уточнению (пересчету) запасов нефти как по
горизонтам Д,Д0 (запасы считались в течение 8 лет), так и по другим регио-
нально нефтеносным горизонтам нижнего и среднего карбона. Подсчет за-
пасов по этим объектам проводился поэтапно. Затем встала проблема пост-
роения геолого-гидродинамических моделей разработки по отдельным пло-
щадям и залежам.
В результате работа затянулась и ее планируется завершить составлением
IV Генсхемы разработки по всем регионально нефтеносным горизонтам в
2005г. Но работы по проектированию разработки отдельных площадей и за-
лежей месторождения не прекращались. Велись дальнейшие теоретические
и практические исследования по уточнению отдельных принципов, сформу-
лированных в третьей Генсхеме.
В процессе подготовки IV Генсхемы разработки ряд специалистов пред-
лагали назвать данный документ проектом доразработки месторождения или
даже оспаривали необходимость составления самого документа, считая его
372
Раздел второй
Таблица 8.3
Оценка коэффициента нефтеизвлечения при внедрении проектных
решений Генеральных схем
Проектные документы Фонд скважин УПС га/скв Коэфф, извлечен, нефти
общий ОСНОВ- НОЙ резерв- ный проект возможн. при выпол. проекта
1Генсхема Необходимо для достиже- ния проект. КИН (при при- менении принципов разра- ботки I Генсхемы) 9 364 8 364 1000 45 0,6 0,38*/0,302
53 123 - - 8 - -
ПГенсхема 12 020 9 880 2 140 36 0,528 0,42*/0,374
Ш Генсхема кроме того: 19 198 16 300 22,1 0,528 0,49*/0,475
1 865 дублеров
Утвержденный фонд с дублерами (942 скв.) 25830 15748 10 082 20,3 0,466
Фактически пробурено на 1.1.2004г. 20 948 - 21,2
Необходимо для достиже- ния утвержденного коэф- фициента нефтеизвлечения (кроме того, 4720 скв.-дуб- леров) 24177* - 17,6 0,53 0,53
Необходимо для достиже- ния утвержденного коэф- фициента нефтеизвлечения, равного 0.60 с применени- ем МУН (кроме того, 4720 скв.-дублеров) 280076* - 15,2 - 0,60
IV Генсхема Необходимо для достиже- ния проектн. КИН (при применении принципов разработки) 28 948 9 924 19024 14,7 0,528 0,528
С дублерами (2198 скв.) 31 146
* Р.Х. Муслимов и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтя-
ного месторождения. -М., ВНИИОЭНГ, 1995.
пережитком советского времени. Но именно в рыночных условиях возрас-
тает необходимость составления документа, направленного на обеспечение
рациональной разработки месторождения. То, что этой проблеме в настоя-
щее время не уделяется должного внимания, вовсе не означает отсутствие
необходимости, а скорее свидетельствует о том, что общество озабочено
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 373
текущими проблемами и перестало думать о будущем, вернее даже о ближ-
ней перспективе. Сегодня у нас нет даже общепринятого критерия рацио-
нальности разработки в современных рыночных условиях. А ранее приня-
тые критерии академика А.П.Крылова [44], азатем и ЦКР Миннефтепрома в
рыночных условиях уже не действуют.
Опыт разработки показывает, что проектирование разработки месторож-
дений из-за своей специфики - процесс постоянный. В рыночных условиях,
когда повышена ответственность компаний за выполнение лицензионных со-
глашений, из-за постоянного изменения налогового законодательства и ус-
ловий недропользования, ускорения процессов освоения новой техники и
технологий, а также нестабильности внешних и внутренних цен на нефть,
проекты разработки должны пересматриваться и уточняться гораздо чаще,
чем в командно-административной системе.
Проектирование разработки Ромашкинского месторождения и отдельных
его площадей и раньше велось непрерывно. Принципиальные положения
разработки и комплексный подход к эксплуатации всех площадей место-
рождения определялись в Генеральных схемах разработки. А конкретные
рекомендации приводились в проектах отдельных площадей залежей терри-
генного девона и отдельных залежей верхних горизонтов. Но процесс ана-
лиза и проектирования разработки — непрерывный, и им нужно управлять.
Без этого невозможно достижение необходимых темпов отбора и утверж-
денной нефтеотдачи, а также высоких экономических показателей. Данным
процессом должна управлять служба главного геолога нефтяной компании.
I Генеральная схема разработки была обоснованием применения внутри-
контурного заводнения, II Генсхема - определяла основные положения его
применения, III - направлена на совершенствование системы заводнения и
обеспечения наиболее полного охвата пластов заводнением, а IV Генсхема
определяет принципы разработки месторождения с учетом особенностей
поздней стадии и выявленных в процессе эксплуатации недостатков сис-
темы заводнения. Последние можно сформулировать следующим обра-
зом [226, 228]:
- при разработке неоднородных, расчлененных объектов не обеспечива-
ется полнота охвата заводнением пластов, в результате чего не вовлекаются
в разработку значительные трудноизвлекаемые запасы нефти (ТЗН), проис-
ходит разноскоростная выработка пластов, приводящая к преждевременно-
му обводнению высокопроницаемых пластов;
— выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что оста-
точная нефть «запечатывается» закачанной водой, а в призабойной и близле-
жащих зонах пласта выпадают асфальто-смоло-парафиновые осадки (АСПО);
- ухудшаются свойства остаточной нефти в направлении, приводящем к
образованию в пласте окисленной, осерненной, малоподвижной и непод-
вижной, биодеградированной нефти;
374
Раздел второй
- создаются проблемы в возможности извлечения оставшихся извлека-
емых запасов (ОИЗ) из невырабатываемых или слабовырабатываемых, ме-
нее проницаемых, смежных с заводняемыми пластов по причине выпадения
парафина вследствие снижения температуры (переохлаждения) пласта в ре-
зультате закачки холодных вод и ухудшения свойств нефти (повышение вяз-
кости, утяжеление, осернение);
- в процессе длительной разработки снижается проницаемость коллекто-
ров как по вышеизложенным причинам, так и из-за развивающихся в плас-
тах деформационных процессов по причине снижения давлений в процессе
разработки (изменения степени раскрытое™ трещин, деформации и переме-
щения глинистого материала скелета породы), приводящих к техногенному
снижению проницаемости пласта, а следовательно, и к техногенному умень-
шению продуктивности скважин.
Поскольку значительная часть скважин Ромашкинского месторождения
эксплуатировалась при существенном снижении пластовых давлений ниже
начального (рис. 8.7) и забойных давлениях существенно ниже давления
насыщения, то, очевидно, снижение их продуктивности из-за необратимых
деформаций охватило достаточно большие объемы залежей.
Наряду с неизмененными нефтями мы имеем дело со слабоизмененными
или даже сильнопреобразованными нефтями, что весьма осложняет выра-
ботку остаточных запасов. Это (кроме данных специальных исследований
нефти, получаемой из образцов керна в ИОФХ) даже визуально можно за-
метить по анализу добываемой нефти и газа (табл. 8.4,8.5,8.6).
Таким образом, в настоящее время мы имеем дело с другим, техногенно
измененным месторождением, с новыми коллекторскими свойствами плас-
тов, другим составом нефтей и газов, с новыми гидрогеологическим, гид-
родинамическим, тепловым и физико-химическим режимами. Для рацио-
нальной разработки здесь нужны
принципиально новые решения.
Ромашкинское месторождение
вступает в новую стадию разработ-
ки, на которой необходимо решить
ряд проблем. В крупном плане их
можно сгруппировать в пять блоков.
Первый блок вопросов—дальней-
шее совершенствова! i ие технологий
выработки дренируемых запасов за
счет широкого применения современ-
ных методов контроля и регулирова-
ния процессов разработки.
Второй блок вопросов - осуще-
ствление комплексных мер по
Рис. 8.7. Распределение Рпл./Рнач. пл.
по Ромашкинскому месторождению
(горизонт Д.)
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
375
Изменение физических свойств пластовой нефти горизонта Д1 в процессе разработки
по площадям Ромашкинского месторождения
Коэффициент сжимаемости, 10*4 1/МПа Миннибаевская площадь 9,9 9,8 о п о L 9,8 П J Зай-Каратаиская площадь ОО ОО 10,0 9,6 8*8 Абдрахмановская площадь 9,9 V© OO
Вязкость пластовой нефти, мПа с 2,80 3,65 Г э Э 1 \ 4,09 Г 1 1 П 1 п J 6,02 2,6 4,35 «‘s L‘Z 1 5Д5 |
Плотность пластовой ‘ихфэн 802,0 821,0 ОЛП ££ D О D О 796,0 CD О ОО 1*118 0*908 812,0 820,5 796,0 807,0 810,8 803,0 о oo 814,99
Объемный коэффициент 1 эП | С Г | вская площадь 1 М67 I ИГ1 | . «tn 1 1 ПП 1 1,133 1,127 ткинская площадь 1,18 1,177 £1*1 SO о ' 1.148 |
Газовый фактор, м3/т 1 1 55,6 ло сс 1 1 Альметье: 1 57Д I Оу on sr> 49,54 64,4 1 617 58,25 Южно-Ромап 62,3 57,4 El‘£S 9*99 № 61,56
Давление насыщения, МПа 1 У5 | о ОО г 3 05 ОО ОО У5 ОО оо ГО оо ОО 8,79 8,5 8*£ 1 *1‘6 oo OO
Количество скважин 05 22 < 41 см 41 см m m CM 41
Год 1955-1958 1975-1978 1 ППО ОЛЛ1 D 5 Ч 3 h IS 1955-1958 1975-1978 | 1998-2001 1955-1958 1975-1978 1998-2001 1955-1958 1975-1978 | 1998-2001 1955-1958 | 1975-1978 1998-2001
376
Раздел второй
°6
Изменение физико-химических свойств поверхностной нефти девонских отложений
в процессе разработки Ромашкинского месторождения
е О К 8 8 О о с о С э 45,35 U5,12j о"
тьные 7ПП°С 1 27,42 24,93 ] 24,76
Фракционный | JoUUl row % 7,91 6,80 09‘9
43,0 | 55,26 57,42
Содержание, % массовые асфальтенов 4,00 7,23
смол 19,91 22,01 10,62
парафина 3,26 4,41 2,85
серы ОО 1,66 1.55
Вязкость, мПа с 1 при 50°С о 40 8,04 оо
при 20°С 17,5 21,2 22,5
Плотность, кг/м3 898*0 0,870 ОО^ o'
Годы 1958-1962 1975-1979 1995-2001
С разработки месторождения Начальная Средняя Поздняя
Компонентный состав нефтяного газа, мольная доля в % л О 2- § 40 ОО о"
G 1—< <о
•—< «ч 2-
£ 40 %
ОО а 40 Я- n.
о 17,78 18,47 22,43
о' 19,00 ОО
о 40,00 37,14 2930
£ 3 оо" 04
§ оо о £ o'
Годы 1956-1962 1975-1979 1995-2001
Стадии разработки месторождения Начальная Средняя Поздняя
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 3 / /
вовлечению в активную разработку всех проектных запасов горизонтов ДД,
за счет дальнейшего внедрения отработанных мер по разукрупнению объек-
тов разработки, оптимизации плотности сеток скважин, пластовых и забой-
ных давлений, совершенствования систем заводнения, внедрения современ-
ных методов контроля и регулирования процессов разработки, т.е. решить
проблемы, которые не удалось решить при реализации III Генсхемы.
Третий блок вопросов — дальнейшее развитие отрабатываемых новых
методов эффективной разработки различных категорий трудноизвлекаемых
запасов: в слабопроницаемых терригенных пластах, водонефтяных зонах,
залежах высоковязких нефтей в терригенных пластах, залежах, приурочен-
ных к карбонатным коллекторам.
Четвертый блок вопросов связан с повышенными требованиями к охра-
не недр и окружающей среды.
Все это по нашим оценкам позволит достичь утвержденной нефтеотдачи.
ВIV Генсхеме для достижения проектной нефтеотдачи предусматривается:
- широкое применение современных гидродинамических МУН (неста-
ционарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков
жидкости в пласте, форсированный отбор на завершающей стадии разра-
ботки, выделение геологических тел, ввод недренируемых запасов по отра-
ботанным технологиям вовлечения в активную разработку трудноизвлекае-
мых запасов нефти);
- массированное внедрение третичных МУН (физико-химических: пото-
коотклоняющих технологий, преимущественно повышающих охват пластов
заводнением, комплексных технологий, физических методов);
— широкое внедрение отработанных технологий водоизоляционных работ
для регулирования разработки и ограничения добычи попутной воды;
- массовое применение эффективных методов обработки призабойных
зон, стимуляции работы скважин и пластов (химические, физические, теп-
ловые, термохимические, комплексные методы).
Основой дальнейшего совершенствования процесса является оптимиза-
ция гидродинамического режима разработки с целью повышения эффектив-
ности системы воздействия на пласт. Вначале по залежи горизонтов Д,Д(|
была выделена 21 площадь самостоятельной разработки, затем центральные
и ряд прилегающих к ним площадей разрезаны широтными рядами нагнета-
тельных скважин на более узкие (3-5-рядные) полосы, затем, уже в по-
здней стадии разработки меридиональными рядами нагнетательных скважин,
были сформированы отдельные блоки, количество которых превысило 400.
Выделение этих объемов i юзволило создать условия для эффективного при-
менения отработанных схем нестационарного заводнения и повышения ох-
вата заводнением с применением системного подхода к процессам регули-
рования выработки пластов. На современном этапе для полного охвата за-
378
Раздел второй
лежи заводнением этого оказалось мало. Возникла необходимость более
дробного деления залежи на самостоятельные объекты воздействия выделе-
нием участков, ограниченных геологическими и (или) технологическими
(разрезание, надрезание) границами, названные геологическими телами. По
конкретным площадям количество этих тел изменяется от 15 до 130, а по
месторождению—свыше 1400. Соотношение нагнетательных скважин к до-
бывающим постепенно увеличивается до 1:1 или даже 2:1. Все это при даль-
нейшей оптимизации давлений нагнетания и пластовых давлений создает оп-
тимальные условия для регулирования процессов нефтевытеснения. А ши-
рокое применение в качестве вытесняющего агента сточных вод с
минерализацией 60-100 г/л, содержанием количества взвешенных частиц
не более 10 мг/л и органических веществ не более 15 мг/л еще более повы-
сит эффективность воздействия. Сопоставление степени окисленное™ пла-
стовых нефтей на Абдрахмановской площади Ромашкинского и Бавлинс-
ком месторождениях показало, что текущие значения остаточной нефтена-
сыщенности на последнем в 2 раза больше. Это объясняется интенсивной
закачкой пресных вод на Бавлинском месторождении, когда имели место
прорывы закачиваемых вод по высокопроницаемым прослоям монолитного
пласта. Таких случаев на Абдрахманове меньше. В результате на Бавлинс-
ком месторождении часто встречаются насыщенные битуминозной нефтью
пропластки, чего нет на Абдрахмановской площади (рис. 8.8). На Бавлинс-
ком месторождении в скважинах, пробуренных за последние 15 лет, по дан-
ным микрозондов в неоднородных песчаниках отмечаются случаи резкого
(на 70-80%) возрастания объема неподвижной нефти.
Из основного объекта горизонтов ДГДО извлечено около 2 млрд, т нефти.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,464, водонефтяной фактор-
1,69. В 2003г. добыто более 10,86 млн.т нефти, около 83 млн.т жидкости,
обводненность составила 86,9%, средний дебит по нефти - 3,8 т/сут., по жид-
кости - 29,3 т/сут. Всего по месторождению добыто в 2004г. около 14,8 млн .т
нефти.
Наличие недренируемых запасов обусловливается сложностью геологи-
ческого строения залежей, выделением чрезмерно крупных эксплуатацион-
ных объектов, проектированием редких сеток скважин, несовершенством
применяемых методов воздействия на пласт, недостатками в системе конт-
роля и регулирования выработки эксплуатационных объектов.
На промыслах за последние годы был проведен большой комплекс опыт-
но-промышленных работ по отработке достаточно эффективных технологий
разработки залежей, содержащих преимущественно трудноизвлекаемые за-
пасы нефти.
Применение комплексных технологий (см. главу 6) позволяет существен-
но увеличить нефтеизвлечение. Здесь проявляется синэнергетический эф-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 379
фект от комплексного использования различных методов. Проведенные ра-
боты позволили существенно расширить диапазон применения гидродина-
мических методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Рис. 8.8. Увеличение плотности нефти в процессе
эксплуатации месторождения
Выделение малопроницаемых пластов в самостоятельный объект разра-
ботки и одновременное использование в качестве вытесняющего агента высо-
коминерализованной воды позволяют повысить темпы отбора в 1,5-3 раза и
выше. На поздней стадии разработки многопластового нефтяного объекта с
прерывистыми пластами для повышения нефтеизвлечения за счет увеличе-
ния охвата пластов заводнением формируются адаптированные системы за-
воднения. В процессе заводнения продуктивных коллекторов используются
оптимальные давления закачки в зависимости от геолого-физической ха-
рактеристики пласта [229,230].
Несмотря на многочисленность третичных методов увеличения нефтеиз-
влечения пластов, в практике не существует универсальных эффективных
методов, пригодных для массового внедрения в широком диапазоне изме-
нения горно-геологических условий. В связи с этим на Ромашкинском ме-
сторождении внедрялись или испытываются практически все известные в
отечественной и зарубежной практике методы увеличения нефтеизвлечения
пластов. Для конкретных условий разработаны следующие основные тех-
380
Раздел второй
нологии: закачка серной кислоты и продуктов на ее основе, полимерное
заводнение, закачка сшитых полимерных систем, полимерное заводнение с
предоторочкой пресной воды, применение полимерно-дисперсных систем,
закачка эфиров целлюлозы и др. Использование новейших технологий по-
зволило достичь высоких коэффициентов нефтеизвлечения при значитель-
ном сокращении отбора попутно добываемой воды (рис. 8.9). Ромашкинс-
кое месторождение до сих пор является полигоном для внедрения и испыта-
ния новейших МУН вначале применительно к залежам терригенного девона,
затем терригенного нижнего карбона и в последние годы - карбонатных
коллекторов карбона. Эффективность внедрения основных МУН на зале-
жах горизонтов /Х,Д0 Ромашкинского месторождения на перспективу по под-
счетам Тат! ШПИнефть приведена в таблице 8.7.
Все эти мероприятия позволили стабилизировать добычу нефти и снизить
объемы добычи попутной воды. Это существенно улучшало экономику до-
бычи нефти и делало ее конкурентоспособной в состязании с такими НК,
как «Юкос» и «Сибнефть», разрабатывающими в основном «молодые» ме-
сторождения с дебитами нефти 20т/сут и более при единой (плоской) шкале
налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), т.е. при отсутствии диф-
ференцированного налогообложения отрасли в зависимости от горно-гео-
логических условий и степени истощенности месторождений.
Названные меры (в комплексе с применением вышеуказанных третич-
ных МУН) позволяют создать условия для оптимизации гидродинамическо-
го режима и полного охвата вытеснением неизмененной (подвижной) части
оставшейся нефти. Они решают и проблему ввода в разработку недрениру-
емых запасов. I Нироким внедрением методов ОПЗ необходимо и далее под-
держивать первоначальную характеристику пластов в призабойной зоне на-
гнетательных и добывающих скважин.
ВIV Генсхеме предусматривается формулировка 22 принципов рацио-
нальной разработки месторождений, из которых 10 представляют дальней-
шее развитие применявшихся ранее принципов, остальные-новые, отража-
ющие позднюю стадию разработки месторождения и современные техни-
ческие достижения (выделение в качестве объектов разработки геологических
тел, широкое применение ПДМ, индивидуальный подход к развитию систе-
мы ППД для конкретных геологических тел, повышение требований к каче-
ству и солевому составу закачиваемых вод, оптимизация пластовых и за-
бойных давлений, градиентов давления в пластах с учетом техногенных из-
менений проницаемости, учет влияния глинистости, охлаждения пластов,
деформации пород и ми1 рации тонких частиц на процессы вытеснения, меры
по повышению нефтеотдачи сверх проектного уровня).
В настоящей работе приведем сформулированные принципы разработки
горизонтов ДД Ромашкинского нефтяного месторождения в IV Генераль-
ной схеме разработки, так как они представляют результаты обобщения по-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
381
Коэффициент нефтеизвлечения, д.ед.
Месторождения:
' ““ Туймазинское
Бондюжское
Ромашкинское
« м Ново-Елховское
.....Мамонтовское
Бавлинское
-----— Первомайское
Рис. 8.9.а. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения
от обводнения
Месторождения:
— — Туймазинское
Бондюжское
Ромвшкинское
—* « *- Ново-Елховское
........ Мамонтовское
Бавлинское
— Первомайское
Самотлорское
Рис. 8.9.6. Зависимость темпа отбора от извлекаемых запасов
месторождения:
“ " Туймазинское
Бондюжское
Ромашкинское
— . — Ново-Елховское
............ Мамонтовское
Бавлинское
-------- Первомайское
3.5
Рис. 8.9. в. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения
от водонефтяного фактора
382
Раздел второй
Объемы и эффективность внедрения МУН по гор. Д[Д, Ромашкинского месторождения на перспективу
Все методы О гч 29756 39436 Q 95900334 8056842 7647920 80195572 2597707.5 8591293 12747824 5382432 29319257 985 50876315 12210316 38665999 1299 132 40662902 1367 1.7
ГРП (наги.) 1428 388 839 ПОЭ 0 4602595 386676 367051 3848868 124673 325532 611129 258322 1319656 924 2529212 607011 1922201 1346 146 1971867 1381 г-;
ГРП (доб.) оо 2099 882 839 Q 6764825 568331 539485 5657008 183243 739998 888855 379678 2191773 1044 3465235 831656 2633579 1255 О 2828328 1347 1.6
ВУС (доб.) £ 742 2486 185 1 «Я Q 2391377 200906 1 ЛЛЛЛЛ Д t V7 1999762 64777 459910 314737 134217 973641 1312 1026121 246269 779852 1051 о оо 952621 1284 1,5
МСГС (доб.) 499 1665 131 ЯЯ..0 1606928 135002 128150 1343775 43528 218115 212375 90189 564207 1132 779568 187096 592472 1188 105 662624 1329 1.6
НБП (доб.) 503 1680 130 W? Q 1619497 136058 129153 1354286 43868 218400 213993 90895 567156 1129 787131 188911 598219 1190 S01 668115 1330 1.6
Ё m 5 508 1367 170 4779 0 1635934 137439 1368031 44313 232390 215443 91817 583964 1150 784067 188176 595891 1174 102 671522 1323 1.6
снпх- 9633 (доб.) 2 1533 4011 224 4777 Q 4939386 414971 393909 4130505 133796 898464 65.3566 277224 1963051 1281 2167455 520189 1647266 1075 те 1982636 1294 1,5
Термоим (доб.) сч 910 2876 120 4777 Q 2931854 246313 233811 2451730 79417 345120 393212 164551 982300 1080 1469430 352663 1116767 1228 114 1225999 1348 1,6
КПЛС (доб.) —* 932 3064 77 4777 Q 3003079 252297 239491 2511291 81346 235928 398913 168549 884736 949 1626555 390373 1236182 1327 140 1281074 1375 1,7
Показатели — Дополнительная добыча нефти, тыс.т Объем применения методов, скв.-опер. Затраты на внедрение технологии. тыс.руб./скв.-оп. Ппр гтиопоплтппипзп ттопз уч/ь'атти’ватпга тчтгй /т Валовая выручка, тыс.руб. в т.ч. НДС, тыс.руб. акипиргиал пошлина, ibiu.pyu. Чистая выручка, тыс.руб. Условно-переменные расходы на добычу нефти, тыс.руб. Затраты на внедрение технологии, тыс.руб Налог на добычу полезных ископаемых, тыс руб Коммерческие расходы, тыс.руб. ИТОГО производственные затраты То же на 1 т дополнительной добычи, руб./т Прибыль от реализации, тыс.руб. Налог на прибыль, тыс.руб. Чистая прибыль, тыс.руб. Удельная чистая прибыль, рубУт 1 Рентабельность (чист, прибыль/произв. затраты), % Налоги в бюджеты всех уровней, тыс.руб. Удельный бюджетный эффект, руб./т Индекс доходности затрат, доли ед.
Современные методы увеличения нефтеизвлечении
383
лувекового опыта разработки многопластовых нефтяных месторождений
платформенного типа и могут служить эталоном для применения на похо-
жих месторождениях:
1. Для обеспечения проектной нефтеотдачи и оптимальной динамики до-
бычи нефти система разработки должна быть управляемой и регулируемой.
В этих целях предусматривается:
1.1. Дальнейшее разукрупнение эксплуатационных объектов путем вы-
деления в самостоятельные объекты разработки:
- малопродуктивных коллекторов (алевролитов);
- водонефтяиых зон;
- песчаных линз и глинистых коллекторов
Выделение указанных объектов разработки производить постепенно за
счет возврата обводнившихся по высокопродуктивным пластам добываю-
щих и нагнетательных скважин, бурения новых нагнетательных скважин и
при необходимости добывающих скважин, дальнейшего развития системы
заводнения.
1.2. Дальнейшая оптимизация плотности сетки скважин для решения сле-
дующих задач:
- повышения нефтеотдачи дренируемых запасов нефти (бурение в зонах
стягивания контуров нефтеносности, на участках с большей расчлененнос-
тью Кр> 2 разреза и развития систем заводнения весьма неоднородных пла-
стов, на участках эффективного применения МУН, на оставшиеся целики
нефти) за счет повышения плотности сетки скважин до 12-16 га/скв.;
- обеспечение полной отработки охваченных заводнением активных за-
пасов нефти путем систематического контроля и регулирования процессов
разработки с применением в основном гидродинамических методов увели-
чения нефтеизвлечения: циклического заводнения с изменением направле-
ния фильтрационных потоков и форсированного отбора жидкости в стягива-
ющих зонах;
- ввод в активную разработку (обеспечить дренирование) всех, находя-
щихся на балансе, невырабатываемых запасов нефти (тупиковые, застойные
зоны, линзы, полулинзы, маломощные нефтеносные пласты с подошвенной
водой, слабопропицаемые коллекторы, песчаники, не охваченные заводне-
нием);
- вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти
(глинистые коллекторы, пласты с малой толщиной ВНЗ и др.) путем даль-
нейшей оптимизации размеров эксплуатационных объектов, сеток скважин,
систем заводнения, пластовых и забойных давлений.
1.3. Бурение новых наклонно-направленных добывающих и нагнетатель-
ных скважин производить:
- на участках с удельными извлекаемыми запасами нефти на скважину
больше рентабельных;
384
Раздел второй
— в зонах с продуктивностью коллекторов, позволяющей получать ус-
тойчивые рентабельные дебиты нефти;
- на участках с числом вскрываемых скважиной продуктивных пластов
не менее двух.
Рекомендуемая конечная плотность сетки на расчлененных объектах со-
ставит 12 16 га/скв.
2. Дальнейшее совершенствование системы заводнения путем:
— оптимизации давления нагнетания в зависимости от коллекторских
свойств пластов, охвата пластов заводнением и выработки запасов нефти
при давлениях нагнетания от 10 до 22 МПа и широком применении индиви-
дуальных малопроизводительных (100-150 м3/сут) насосов для закачки воды
в отдельные скважины;
- оптимизации размеров дренируемых за счет закачки зон;
— освоения под закачку воды в одной скважине не более двух пластов,
отличающихся по проницаемости не более чем в 1,5-2 раза;
— доведения соотношения нагнетательных скважин к добывающим в за-
висимости от геологических условий до 1:2; 1:1, а на некоторых участках,
представленных слабопроницаемыми коллекторами, до 2:1;
- обеспечения перехода к оценке степени интенсификации выработки пла-
стов по соотношению числа объектов нагнетания к объектам добычи по от-
дельным пластам продуктивного горизонта;
- широкого применения дополнительного разрезания (надрезания) для
формирования отдельных, полностью охватываемых заводнением блоков
правильной и неправильной формы, отражающих особенности геологичес-
кого строения участка и позволяющих применять более эффективные мето-
ды регулирования процессов выработки пластов;
— широкого применения очагового заводнения на отдельные пласты эксп-
луатационного объекта с целью повышения охвата процессами заводнения;
— проектирования и реализации каскадной технологии, обеспечивающей
дифференцированную подачу воды необходимого качества в пласты раз-
личных групп коллекторов: для глинистых малопродуктивных коллекторов
размеры КВЧ и капель нефти в закачиваемой сточной воде довести до 5 мкм
и их содержание - до 5 мг/л;
— вовлечения в активную разработку запасов малопродуктивных и гли-
нистых коллекторов, для чего в качестве рабочего агента при вытеснении
нефти использовать совместимые высокоминерализованные пластовые воды
(муллинского и воробьевского горизонтов), что позволяет повысить КИН
на 3-5%;
- ППД в глинистых коллекторах созданием новой системы межскважин-
ной перекачки (МСП), которая предусматривает использование водозабор-
ных скважин для извлечения пластовой воды на поверхность и нагнетатель-
ных скважин для ее закачки;
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
385
- оптимизации регулирования процесса разработки высокопродуктивных
и малопродуктивных пластов продолжить реконструкцию системы ППД путем
отключения части существующих и новых нагнетательных скважин на вы-
соконапорные миниблочные КНС (МБКНС), где необходимо установить плун-
жерные насосы с широким диапазоном по производительности, давлению и
высоким коэффициентом полезного действия (на МБКНС подключить от 2
до 4 нагнетательных скважин, имеющих приемистость 25 100 м3/сут, в раз-
резе которых освоены не более двух продуктивных пластов, отличающихся
по проницаемости не более чем в два раза);
-развития системы заводнения бурением новых нагнетательных и осво-
ением под закачку скважин из добывающего фонда.
3. Разработка залежи должна вестись при пластовых давлениях, близких
к начальному, но не ниже 16-16,5 МПа.
4. Давление на забоях добывающих скважин поддерживать на уровне
оптимального 7-9 МПа, но не менее 5 МПа.
5. Градиент давления в пласте во всех случаях должен превышать на-
чальное давление сдвига и обеспечивать высокие скорости фильтрации жид-
кости (100-300 м/год).
6. Объектом разработки становятся геологические тела, сформировав-
шиеся в процессе разработки месторождения в пределах ранее выделенных
площадей самостоятельной разработки и блоков, имеющих историю разра-
ботки. В дальнейшем выделять отдельные геологические тела, ограничен-
ные геологическими и (или) технологическими (линии разрезания, надреза-
ния, отдельные нагнетательные скважины) границами. По выделенным гео-
логическим телам проводить анализ разработки с начала ввода участка в
разработку, разрабатывать и осуществлять геолого-технические мероприя-
тия по дальнейшему совершенствованию, контролю и регулированию про-
цессов разработки.
7. Для анализа и проектирования разработки отдельных площадей и мес-
торождения в целом создать и широко применять постоянно действующие
геолого-гидродинамические модели для:
—мониторинга выработки запасов нефти;
— постоянного анализа характера распределения остаточных запасов не-
фти по пластам с целью выбора эффективных направлений по их выработке;
- текущего прогноза добычи нефти;
-моделирования геолого-технологических мероприятий по повышению
коэффициента нефт еизвлечения;
- определения оптимальных вариантов доразработки месторождения.
Анализ, проектирование разработки, выбор геолого-технических мероп-
риятий, управление процессами разработки площадей самостоятельной раз-
работки, ранее выделенных блоков и вновь формируемых геологических
тел проводить с использованием постоянно действующих геолого-гидроди-
386
Раздел второй
намических моделей, карт разработки пластов эксплуатационного объекта,
карт остаточной нефтенасыщенности и удельных остаточных запасов нефти.
Анализ разработки i доводить также по выделенным ранее блокам и пло-
щадям самостоятельной разработки.
8. Основной задачей регулирования процессов разработки считать целе-
направленное управление движением жидкостей в пласте в соответствии с
запроектированной системой разработки и постоянным ее совершенствова-
нием, с учетом изменения представлений о геологическом строении объек-
та, путем установления оптимальных режимов работы скважин, улучшения
экономических показателей разработки за счет сокращения добычи попут-
ной воды и рабочего агента для вытеснения нефти, создания условий для
долговременной эксплуатации скважин, обеспечения оптимальной добычи
нефти и достижения проектной нефтеотдачи.
Регулирование закачки воды осуществлять оптимизацией объемов на-
гнетания путем ограничения нефтепроизводительной и малоэффективной
закачки воды, снижения излишних объемов закачки воды (отключение из
разработки нагнетательных и отдельных пластов скважин, перевод скважин
на ограниченный режим нагнетания, применение циклического заводнения)
и одновременного увеличения закачки воды на других направлениях (осво-
ение новых скважин под закачку воды, повышение давления нагнетания,
стимуляция работы нагнетательных скважин и т.д.).
Регулирование по добывающим скважинам должно быть направлено на
ограничение добычи попутной воды путем отключения из разработки пре-
дельной обводненности заводненных пластов и отработанных скважин, ши-
рокого применения ВИР и ограничения регионов работы высокообводнен-
ных (на 95% и выше) скважин, увеличения отборов из малообводненных
скважин, повсеместного внедрения нестационарного заводнения с измене-
нием направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.
9. Для выполнения основной задачи совершенствования системы разра-
ботки на современном этапе считать главным обеспечение контроля совре-
менными методами за соблюдением рациональных режимов разработки за-
лежи (пластовых и забойных давлений), состоянием охвата заводнением и
характером выработки пластов, особенностями заводнения трудноизвлекае-
мых запасов нефти, техногенными изменениями параметров пластов и на-
сыщающих их флюидов в процессе разработки.
Продолжить исследования по определению влияния глинистости, охлаж-
дения пластов, деформации пород и миграции топких частиц на процессы
вытеснения нефти водой и отработке эффективных способов выработки ос-
таточных запасов нефти.
10. Для достижения проектной нефтеотдачи предусматривается:
- широкое применение современных гидродинамических МУН (неста-
ционарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
387
жидкости в пласте, форсированный отбор на завершающей стадии разра-
ботки геологических тел, ввод недренируемых запасов по отработанным
технологиям вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запа-
сов нефти);
- широкое внедрение третичных МУН (физико-химических: потокоотк-
лоняющих технологий, преимущественно повышающих охват пластов за-
воднением, технологий, преимущественно повышающих коэффициент вы-
теснения нефти, комплексных технологий, физических методов);
- широкое применение новых способов разработки и технологий по вы-
работке утвержденных извлекаемых запасов;
- широкое внедрение отработанных технологий водоизоляционных работ
для регулирования разработки и ограничения добычи попутной воды;
- массовое применение эффективных методов обработки призабойных
зон, стимуляции работы скважин и пластов (химические, физические, теп-
ловые и термохимические, микробиологические, комплексные методы).
11. Для повышения нефтеотдачи сверх проектного уровня осуществить
следующие меры:
- продолжить исследования по формированию в залежи остаточных неф-
тей выделенных групп (малоизмененных и сильнопреобразованных) и коли-
чественной их оценке по площадям месторождения и разработке методов их
извлечения;
- улучшение первичного вскрытия пластов с применением растворов с
пулевой отдачей, полимерных и других эффективных растворов, равновес-
ного бурения, вскрытия пластов на депрессии, вскрытие пенными система-
ми, аэрацией воздухом и т.д.;
- улучшение вторичного вскрытия пластов (бесперфорагорное вскрытие
- ОРВ, гидропескоструйная перфорация, сверлящие перфораторы, глубо-
копроникающая, вертикально-щелевая перфорация и др.);
- широкое внедрение бурения горизонтальных стволов из ранее пробу-
ренных малодебитных или обводненных скважин по направлению улучше-
ния коллекторских свойств пластов и увеличения нефтесодержания в них, а
также углубления забоев скважип с целью вскрытия неотработанных ниже-
лежащих пластов в малодебитных и обводненных скважинах;
- применение методов воздействия физическими полями и биотехнологий;
-применение в качестве информационного обеспечения при проектиро-
вании разработки фильтрационных параметров межскважинного простран-
ства и автоматизированной системы контроля за выработкой пластов - АСКУ-
ВП (КГУ).
12. С учетом результатов исследований, выполненных по Генсхеме, при
проектировании доразработки отдельных его площадей кроме традиционно-
го анализа разработки необходимо проводить:
388
Раздел второй
— оценку эффективности осуществляемой системы разработки по истории
эксплуатации объект а с точки зрения достижения проектной величины нефте-
извлечения и необходимого для этого суммарного водонефтяного фактора;
- оценку эффективности осуществленных крупномасштабных техноло-
гических мероприятий (бурения дополнительных скважин, усиления систе-
мы заводнения, регулирования отборов жидкости, методов повышения неф-
теизвлечения и др.);
-дифференцированный анализ истории эксплуатации выбывшего и ныне
действующего фонда добывающих скважин с целью выявления влияния
степени отработки обводненных скважин на нефтеизвлечение и установле-
ния закономерностей динамики отборов нефти и жидкости на обычном и
форсированном режимах;
- на окраинных площадях месторождения (1—2-пластовые объекты), раз-
буренных по относительно редкой сетке скважин с плотностью 30-40 га/скв.,
рассмотреть варианты разработки с выборочным уплотнением первоначаль-
ной сетки на основе экономической оценки этих мероприятий.
13. При бурении радиус скважины в пределах пласта должен иметь мак-
симально возможное значение, достигаемое существующим уровнем тех-
ники и передовых буровых предприятий России. Коэффициент степени со-
вершенства вскрытия пласта не менее 0.7.
14. Контроль за процессом разработки и техническим состоянием сква-
жин месторождения осуществлять на базе рационального комплексирова-
ния промыслово-геофизических и промыслово-гидродинамических мето-
дов, с выбором их объемов и периодичности в зависимости от различных
геолого-физических условий и состояния разработки.
15. Широкое применение для заводнения попутных (сточных) вод, адля
освоения слабопроницаемых и невырабатываемых пластов с применением
пластовых девонских вод или пресных вод с КВЧ, не более 10-15 мкм.
16. Отключение обводнившегося пласта производится при достижении
экономически предельного допустимого обводнения. Если не известно кон-
кретное значение обводненности пласта - обводнителя в скважине, вскрыв-
шей многопластовый разрез, его изоляция производится при достижении
предельной обводненности всей продукции скважины.
17. Вышедшие из эксплуатации из-за обводнения добывающие скважи-
ны, которые не могут быть использованы в данный момент в качестве нагне-
тательных или для перевода на другой эксплуатационный объект после гео-
физических исследований, подтверждающих заводнение вскрытого ими
разреза, должны переводиться в категорию наблюдательных, пьезометри-
ческих или временно консервироваться. При смене направления потоков па
участке эти скважины должны исследоваться методами радиометрии или
путем их пробного пуска на форсированном режиме. При положительном
результате их эксплуатацию следует продолжить.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 389
18. Скважины, работавшие без цементного кольца в заколонном про-
странстве, побывавшие один раз в ремонте, при необходимости повторного
ремонта подлежат замене бурением дублеров. Во всех указанных скважи-
нах, в которых ремонтные работы не проводились, следует осуществлять
наращивание цементного кольца и катодную защиту обсадных колонн. Во
всех вновь вводимых из бурения скважинах предусматривать подъем це-
ментного раствора до устья с последующим включением катодной защиты.
19. Работы по охране недр при разработке месторождения должны про-
изводиться исходя из следующих принципов:
— с целью контроля изменений гидрогеологических, гидродинамических
условий, происходящих при разработке нефтяного месторождения, предус-
мотреть создание пьезомегрической сети скважин для наблюдения не только
за разрабатываемыми, но и за вышележащими объектами, которые должны
располагаться равномерно по площади таким образом, чтобы они характе-
ризовали как приконтурную, так и законтурную область месторождения,
- для предотвращения разрушения колонн, изменения физико-химичес-
ких свойств пластовых вод предусмотреть использование для закачки вы-
сокоминерализованных сточных и пластовых вод;
- организации гидрохимического мониторинга за эндогенными процес-
сами, вызванными разработкой, проведения геодинамических наблюдений;
- оптимизации наблюдательной сети месторождения, начиная от разраба-
тываемых горизонтов, содержащих нефть, и кончая зоной пресных и слабо-
минерализованных природных вод (пермские отложения);
- организации системы гидромониторинга как за пресными поверхност-
ными, так и за подземными водами;
- оценки возможности использования попутных вод, добываемых с не-
фтью, в качестве гидроминерального сырья.
20. Основным принципом экологической политики при реализации Гене-
ральной схемы разработки месторождения является сведение к минимально
возможному на современном уровне знаний воздействию на окружающую
среду.
Это может быть достигнуто за счет следующего:
- разработки и внедрения новых технологий замкнутого цикла, т.е. с ми-
нимальным объемом образования побочных продуктов (отходов);
- вовлечения в хозяйственный оборот побочных продуктов, т.е. их пере-
работка, извлечение из них полезных компонентов;
- реабилитации загрязненных участков территории;
-разработки и внедрения технических средств с повышенной надеж-
ностью,
- организации мониторинга за состоянием окружающей и геологической
сред на территории деятельности ОАО «Татнефть»;
390
Раздел второй
- контроля за радиационной обстановкой на производственных объектах
ОАО «Татнефть», реализации мероприятий по предотвращению поступления
радионуклеидов в окружающую среду;
-экологической экспертизы новых технологий, сравнительной оценки
экономического эффекта и ущерба, нанесенного окружающей среде.
21. С целью стабилизации и снижения темпов падения добычи нефти на
поздней стадии разработки и достижения проектного коэффициента нефте-
извлечения добиться применения налогового стимулирования (НДПИ, экс-
портная пошлина) для объектов с выработанностью запасов 80% и более.
22. Разработка мер государственной поддержки и налогового стимули-
рования разработки месторождений с учетом градообразующего характера
месторождения и социальных аспектов, экологической обстановки региона,
мер но защите охраны недр и природы и дифференциации темпа отбора не-
фти в зависимости от цепы на нефть и налоговой нагрузки.
В Генеральной схеме рассчитаны уровни добычи нефти на имеющиеся ее
запасы без учета новых возможностей их увеличения. Поэтому их можно
считать минимальными. Уровни добычи нефти по «старым» месторождени-
ям с большим истощением запасов, кроме применяемых инновационных
технологий, зависят в неменьшей степени от экономических условий разра-
ботки месторождений. К ним относятся уровень мировых цен па нефть и
политика государства в области недропользования и взимания налогов. При-
чем политика государства играет определяющую роль, что было показано
нами по анализу 5,5-летнего опыта налогового стимулирования добычи не-
фти из истощенных участков, из вновь вводимых маргинальных месторож-
дений и применения третичных МУН [231 ]. В настоящее время налоговая
политика государства часто меняется и пока не в пользу истощенных место-
рождений. Опыт разработки показывает, что технико-экономические пока-
затели разработки месторождений резко ухудшаются при отборе 70-80% от
НИЗ (рис. 8.10,8.11). Наибольшие затраты по крупнейшим месторождени-
ям приходятся на четвертую стадию разработки. На Ромашкинском место-
рождении на эту стадию приходится 41,4% от общего числа скважин, необ-
ходимых для отбора запасов нефти, определенных в IV Генсхеме для дости-
жения утвержденной нефтеотдачи 0,528. Но при появлении трудностей с
добычей нефти в стране опа, несомненно, кардинально изменится, и востре-
бованность истощенных, малодебитных месторождений будет увеличивать-
ся пропорционально росту этих трудностей. В этой связи отметим, что в
одной из работ ТатНИПИнефть, сделанных 10 лет назад, было показано, что
на Ромашкинском месторождении можно извлечь от 350 млн.т (ОИЗ, чис-
лящихся на ту дату) до 930 млн.т нефти. Но для этого нужно совершенно
другое, индивидуальное налоговое поле. В работе также была доказана це-
лесообразность для государства применения специального налогообложе-
ния для таких супергигантов, как Ромашкинское месторождение в четвер-
Современные методы увеличения нефтеизвлечении
391
той стадии разработки и в дальнейшем за ее пределами, после отбора всех
числящихся на балансе запасов нефти.
ВIV Генсхеме разработки расчеты добычи нефти на увеличение запасов
сверх проектного уровня не производились, а лишь была поставлена задача
и обоснованы видимые на сегодня направления увеличения извлекаемых
запасов нефти.
Оптимизация гидродинамического режима разработки, обеспечивая про-
ектную нефтеотдачу, создает условия для постановки задачи повышения неф-
теотдачи сверх проектного уровня. С этим связан пятый блок вопросов даль-
нейшей разработки Ромашкинского месторождения. В ОАО «Татнефть» и
ТатНИПИпефть обоснована возможность доведения нефтеотдачи для зале-
жей терригенного девона до 60%, терригенного нижнего карбона-до 45%,
карбонатных отложений - до 25%. Это реальная задача на перспективу. Ла-
бораторными исследованиями показана зависимость коэффициента вытес-
нения от проницаемости коллектора (рис. 8.12).
На основании полученных в процессе геолого-промыслового анализа
данных было показано, что величина коэффициента вытеснения (К ) в за-
водненном объеме коллекторов отложений ДД, по различным площадям
изменяется только в довольно узком диапазоне значений и составляет, на-
пример, по Восточпо-Сулеевской 0,722, Абдрахмановской - 0,680, Альме-
тьевской - 0,715, Сармановской - 0,708, Холмовской - 0,698, Миннибаевс-
кой - 0,693, т.е. в среднем около 0,7. В процессе лабораторного анализа
кернового материала, отобранного из заводненных зон, были получены сред-
ние величины коэффициента вытеснения - 0,716.
Поскольку в конце XX века при утверждении запасов в ГКЗ и проекти-
ровании разработ ки стали приниматься варианты с набором созданных тре-
тичных МУН, то с некоторой долей условности можно считать, что имею-
щиеся третичные МУН в комплексе с ГМУН обеспечивают проектную неф-
теотдачу. Если по отдельным месторождениям этого нет, то необходимо
пересмотреть запасы и проектные документы, утвердив реальную нефтеот-
дачу. Поскольку это так, то возникает вопрос составления проектов дораз-
работки эксплуатационных объектов (залежей, месторождений), находящихся
на завершающей стадии для извлечения оставшихся (сверхпроектного КИН)
запасов нефти. Это можно сделать, как сейчас принято говорить, при при-
менении МУН нового поколения, т.е. методов повышения нефтеизвлечения
более высокого уровня. Назовем эти МУН четвертичными. К этим МУН
можно отнести как гидродинамические, так и третичные современные мето-
ды, но более высокого уровня.
В этом деле приходится опять начинать с гидродинамики. Опыт разработ -
ки нефтяных месторождений показывает, что возможности применения гид-
родинамических МУН в сочетании с дополнительным бурением, внедрени-
392
Раздел второй
Темп изменения эксплуатационных затрат и
среднесуточного дебита, д.ед.
Обводненность, %
Рис. 8.10. Зависимость технологических и экономических показателей
от степени выработанности пластов по Ромашкинскому месторождению
Рис. 8.11. Изменение эксплуатационных затрат в зависимости
от степени выработанности месторождений (на примере месторождений
с различной степенью выработанности по ОАО «Татнефть» за 2003 год)
-Рис. 8.12. Зависимость коэффициента вытеснения нефти закачиваемой
водой от проницаемости для образцов из пластов 1 и II i-рупп коллекторов
Ромашкинского месторождения (по результатам анализа керна
из промытых зон)
Современные методы увеличения нефтеизвлечении
393
ем современных методов контроля и регулирования процессов разработки
достаточно велики.
Наблюдения за бурением скважин на заводненных участках и процессом
дальнейшей их эксплуатации показали, что за счет повышения охвата зале-
жи заводнением ГМУН можно существенно (больше, чем за счет примене-
ния третичных МУН) повысить нефтеотдачу заводненных пластов.
Интересные данные о выработке остаточных запасов в условиях однопла-
стового объекта получены на Центрально-Азнакаевской площади (рис. 8.13).
Здесь в 1979г. для мицеллярно-полимерного заводнения был пробурен пяти-
точечный элемент с расстоянием 250 м от нагнетательной до добывающих
скважин. Элемент разбурен на участке, ограниченном с севера и юга нагне-
тательными разрезающими рядами, а с запада и востока - границами заме-
щения высокопродукгивных песчаных пластов малопродуктивными коллек-
торами. Такое строение участка исключает оттоки нефти за его пределы и
позволяет достаточно точно определить отборы от начальных геологических
запасов. Участок имеет благоприятную геологическую характеристику: ко-
эффициент расчлененности 1,2, пористость - 24%, средняя нефтенасыщен-
ная толщина - 6,9 м. На начало повторного разбуривания элемента (01.1979г)
текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 0,55. Сравнительно низкая нефте-
отдача получена, несмотря па благоприятное геологическое строение участ-
ка и применение здесь мицеллярно-полимерного заводнения (1983-1984гг.).
Анализ показал, что это обусловлено:
- неравномерным продвижением мицеллярного раствора по пласту;
- низким коэффициентом охвата пласта мицеллярным раствором (мак-
симальный охват по толщине составил 0,55);
- аномально высокой скоростью прохождения мицеллярного раствора
по наиболее проницаемой толщине, равной 0,8 м;
- обращением мицеллярного раствора в гидрофильную композицию типа
«нефть в воде» до момента прихода его к забоям добывающих скважин
(при таком состоянии мицеллярного раствора его отмывающие свойства
резко снижаются).
На заводненном (большом) участке Азнакаевской площади в дальнейшем
были пробурены дополнительные скважины, за счет них и гидродинамичес-
ких МУН нефтеотдача была увеличена до 0,613, т.е. на 6 пунктов (рис.8.14).
Еще большие возможности для решения данной проблемы имеются в
созданной КГУ автоматизированной системе контроля и управления выра-
боткой пласта-АСКУ-ВП. Проект опытно-промышленных работ составлен
для участка Центрально-Азнакаевской площади. Здесь предусматривается
за счет гидродинамических МУН достичь 70% нефтеотдачи.
На Чишминской площади на двух участках программы «Невод» ожи-
даемая нефтеотдача составляет 0,722 (рис. 8.15), Ташлиярской - 0,6-0,65
(рис. 8.16, 8.17, 8.18).
394
Раздел второй
Работы по программе «Невод» предусматривают широкое внедрение но-
вых систем контроля и выработки пластов, доведение плотности сетки до
оптимальной. По мере исчерпания возможностей гидродинамических МУН
предусмотрено применение различных третичных МУН. Все это позволит
существенно повысить конечную нефтеотдачу (выше проектной).
И это без третичных МУН и без применения более эффективной системы
регулирования - АСКУ-ВП. Приведенные данные свидетельствуют о высо-
кой степени выработки запасов в заводненных объемах залежи, охваченных
воздействием нагнетания. При этом наиболее интенсивно и эффективно про-
цессы заводнения воздействуют на высокопродуктивные коллекторы, в то
время как зоны развития малопродуктивных коллекторов требуют организа-
ции более жесткой системы. Как показал анализ, преобладающая доля до-
бытого к настоящему времени по месторождению количества нефти связана
с определяющим влиянием гидродинамического воздействия процессов
искусственного заводнения. Применение этого метода и его различных мо-
дификаций показало свою высокую эффективность при условии соблюде-
ния всех технологических требований к его осуществлению.
Расчеты показывают, что даже при достижении нефтеотдачи 60% коэф-
фициент охвата залежи заводнением составит 0,88-0,9. Достижение такого
охвата заводнением реально при применении освоенных в настоящее время
ГМУН. Таким образом, даже без достижения полного охвата залежи завод-
нением обеспечивается такая высокая нефтеотдача. Естественно, в слабоп-
роницаемых коллекторах и пластах с подошвенной водой только гидроди-
намические МУН не позволят достичь нефтеотдачи до значений коэффици-
ента вытеснения. Однако и здесь наметились хорошие перспект ивы.
В последние годы в связи с прогрессом в бурении скважип стали широ-
ко применяться методы повышения эффективности работы старого фонда
скважин.
Рис. 8.18. Опытные участки по программе «Невод» Ташлиярской площади
Ромашкинского месторождения
Накопленная добыча нефти, тыс. т
б) Южный участок
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 395
Это направление наиболее перспективно. Для его развития имеются все
необходимые условия: большой фонд пробуренных скважин, наличие боль-
шого числа невыработапиых пластов и пропластков как в основном эксп-
луатационном объекте, так особенно в вышележащих отложениях. Это по-
зволяет забуривать горизонтальные стволы в различных частях разреза. Здесь
могут буриться не только горизонтальные, но и горизонтально-разветвлен-
ные стволы.
Новейшие исследования позволяют в первую очередь рекомендовать
широкое применение бурения дополнительных стволов (горизонтального и
разветвленно-горизонтального) в существующих скважинах, расположен-
ных в заводненных зонах в направлении невырабатываемых или слабовы-
рабатываемых пластов с большим нефтесодержанием. Это направление со
временем может превратиться в самостоятельную высокоэффективную си-
стему разработки на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторожде-
ния, задачей которого станет устранение недостатков реализуемой системы
разработки и ее дальнейшее радикальное совершенствование. Еще более
эффективной эта технология может оказаться в комплексе с применением
современных МУН.
Вместе с тем необходимо сосредоточить основные научные, опытно-про-
мышленные работы (ОПР) по созданию методов извлечения сильнопреоб-
разованной части остаточных нефтей. Это резерв ресурсов на дальнюю (на
30^0 лет) перспективу. Данные работы нужно вести на залежах, где их
доля является существенной. Для решения этой проблемы в перспективе,
видимо, могут быть применены МУН: микробиологические, волновые, теп-
ловые в комплексе с волновыми, физические в комплексе с волновыми,
горизонтальные в комплексе с волновыми и тепловыми МУН [26].
Указанными вопросами необходимо заниматься уже сейчас, так как все
это требует значительного времени. Создание и внедрение принципиально
нового МУН требуют не менее 10 лет времени. Пока будет существовать
нефтяная промышленность, до тех пор нефтяники будут решать проблему
повышения нефтеизвлечения. Американские специалисты считают возмож-
ным в будущем достижение нефтеизвлечения 45%, а теоретически мысли-
мым 60%. Это в среднем для всех месторождений.
Разработка Ромашкинского месторождения до настоящего времени осу-
ществляется при непрерывном обеспечении воспроизводства запасов не-
фти, близкого к простому воспроизводству. Это величайшее достижение.
Дальнейшая разработка месторождения также предполагается при ежегод-
ном воспроизводстве отобранных запасов подготовкой новых.
Балансовые запасы, прежде всего, будут приращиваться за счет дораз-
ведки локально нефтеносных горизонтов девона и карбона по отработанной
в Татарстане методике [71 ]. В настоящее время здесь выявлено более 400
перспективных участков, по которым прирост запасов категории С, оцени-
396
Раздел второй
вается: балансовые - 385 млн.т, извлекаемые — 105,6 млн.т за счет меропри-
ятий, указанных в таблице 8.8. И это после 60-летней истории изучения ме-
сторождения!
Таблица 8.8
Количество скважин, предназначенных для работ по подготовке запасов
локально нефтеносных горизонтов
Нефтеносные горизонты Кол-во объектов Исследо- вания ИГН, СКВ. КИИ- 146, СКВ. КИИ-95 СКВ. Отбор керна, СКО СКВ. Бурение про- ектных, оце- ночных СКВ.
Семилукский 179 120 32 16/32 104
Мендымский 155 75 31 17/31 103
Воронежский, евлановско-ливенский 4 2 2 2/4 7
Данково-лебедянский, елецкий 96 17 8/20 59
Заволжский 95 20 10/22 64
Алексинский 27 110 18 5/12 39
Итого 556 307 102 18 58/121 376
Но тем не исчерпываются возможности прироста балансовых запасов.
Здесь планируется выполнение тематических работ, направленных на изуче-
ние геологического строения, сбор и обобщение всех геолого-геофизичес-
ких и промысловых материалов, корреляцию их по единой ритмостратигра-
фической методике на пласты-коллекторы, создание единого банка данных
по всем имеющимся материалам (керн, опробование, испытание, парамет-
ры пластов, ГИС, газокаротаж - ГТИ и др.), а также проведение на перспек-
тивных участках исследований в колонне, предусматривающих использо-
вание импульсного генератора нейтронов (ИГН), опробование и испытание
КИИ-95. Все это позволит целенаправленно вести поисково-разведочные
работы на локально нефтеносные девонские и нижнекаменноугольные тер-
ригенные и карбонатные отложения, уточнить местоположение скважин,
объем бурения и исследований в скважинах и привести к приросту новых
промышленных запасов нефти.
Но и это не все. Накопленные к настоящему времени факты извлечения
нефти из некондиционных пород позволяют раздвинуть границы пород-кол-
лекторов. Сейчас по возможностям аккумуляции нефти приняты два преде-
ла. Первый - абсолютный, принимается для оценки геологических запасов
нефти, выше которого породы могут быть вместилищем нефти. Второй -
кондиционный, выше которого нефтенасыщение пород достаточно для по-
лучения промышленного притока нефти, собственно они и являются поро-
дами-коллекторами.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
397
Однако на практике в настоящее время геологические запасы не подсчи-
тываются, а называемые балансовыми запасы учитываются только исходя
из нижних кондиционных значений параметров пород-коллекторов. Из них
затем в результате технико-экономического обоснования коэффициента из-
влечения нефти (ТЭО КИН) выделяются извлекаемые запасы нефти. При
этом методику определения кондиционных значений пород-коллекторов,
основанную па привязке данных лабораторного анализа керна к результатам
получения притока нефти при опробовании, построения зависимостей меж-
ду различными параметрами коллекторов: проницаемости от пористости,
проницаемости от глинистости, пористости от глинистости, а также обуче-
ния ГИС на данных анализа керна, нельзя признать совершенной. При ана-
лизе небольших кусочков керна невозможно учесть трещиноватость, кото-
рая, как известно, имеет решающее значение для фильтрации флюидов. При
привязке керна к ГИС и построении палеток мы получаем интегральную
характеристику пласта, который в подавляющем большинстве случаев нео-
днороден, что также оказывает определяющее влияние на процессы вытес-
нения нефти
Определенные ТатНИПИнефть в 1960 1961 гг. нижние кондиционные зна-
чения пород-коллекторов для горизонтов Д(Д0 составляли по пористости
11%, проницаемости 0,01 мкм2, нефтенасыщенности выше 50%. В 1980-е
годы эти значения выглядели несколько по-другому: по пористости выше
12,6%, проницаемости - 0,03 мкм2, нефтенасыщенности выше 50%. Грани-
цы пород-коллекторов оказались выше. Существующие методики опреде-
ления фильтрационно-емкостных свойств пластов по ГИС не учитывают раз-
личного рода неоднородности пластов, что приводит к значительным рас-
хождениям параметров, определяемых по ГИС и данным анализа керна.
Исходя из изложенного, не следует считать неожиданностью, когда опре-
деленные в соответствии с действующей методикой некондиционные плас-
ты в целом ряде случаев отдают нефть, т.е. являются приточными. И это при
традиционных методах извлечения нефти. Именно неоднородность глинис-
тых и других коллекторов позволяет сформулировать наиболее общее опре-
деление нетрадиционных коллекторов, например, таких, для которых теряют
смысл понятия фиксированных кондиционных значений подсчетных пара-
метров, соответствующих определенным показаниям ГИС.
Суть основных положений, сформулированных в ЦСМРнефть при пост-
роении геолого-гидродинамических моделей нефтяных залежей, заключа-
ется в следующем:
- изучение распределения по объему каждой из залежей не только балан-
совых, но и всех геологических запасов нефти;
- фиксация местоположения и определение фильтрационно-емкостных
свойств (ФЕС) не только нефтенасыщенных, но и «плотных» и водонасы-
щенных прослоев, заключенных между непроницаемыми кровлей и подо-
398
Раздел второй
швой той единой гидродинамической системы, частью которой является рас-
сматриваемая залежь или рассматриваемая совокупность нефтяных пластов.
Поэтому предлагаемое выделение во вмещающих породах терригенного
девона Ромашкинского месторождения проницаемых пластов с некондици-
онной пористостью и построение с их учетом геологических моделей суще-
ственно меняют наши представления о геологическом строении объекта.
Большая роль в реализации этих положений отводится геофизикам. Ведь
все основные параметры мы определяем по данным ГИС. Согласно дей-
ствующему стандарту интерпретация ГИС, в том числе автоматизирован-
ная, проводится лишь для интервалов коллекторов. Что касается вмещаю-
щих пород пористостью менее кондиционной, то их изучению не уделяется
внимания, и они относятся к непроницаемым. Не разработана и методика
выделения тонких песчаных пластов. Исходя из этого, гидродинамичес-
кие модели горизонта Д( включают лишь кондиционные пласты, а вмещаю-
щие их в основном глинисто-алевролитовые породы считаются непроница-
емыми. Однако данные исследований керна, отобранного из вмещающих
пород, показали, что они содержат не только пористые и высокопроницае-
мые песчаные коллекторы, но также и проницаемые пласты пористостью
менее кондиционной. Реальная модель, пригодная для гидродинамических
расчетов, должна включать все проницаемые разности пород. На рис. 8.19
приведены два разреза продуктивного горизонта Д, Абдрахмановской пло-
щади. На рис. 8.19а показаны пласты лишь с кондиционной пористостью.
Характерна их разобщенность в вертикальном и горизонтальном направле-
ниях. На рис. 8.196 в этом же разрезе выделены, кроме кондиционных пла-
стов, слабопроницаемые пласты с некондиционной пористостью. В резуль-
тате за счет слияния проницаемых разностей коллекторов и неколлекторов
модель залежи становится иной. Гидродинамический расчет патакой моде-
ли будет иным. Задача геофизики на поздней стадии разработки расширяет-
ся: она должна характеризовать не только кондиционные пласты, но также
вмещающие их породы. Для выделения в них проницаемых пластов с не-
кондиционной пористостью нашими геофизиками уже разработано петро-
физическое обеспечение.
Первые результаты исследования ЦСМРнефть и специалистов ОАО «Тат-
нефтегеофизика» [232] показали, что среди пород, отнесенных к неконди-
ционным разностям, не наблюдается корреляционной связи между пористо-
стью и проницаемостью, характерной для кондиционных коллекторов. Сре-
ди них есть высокопроницаемые разности, связанные с макро- и
микротрещиноватостыо. Геофизикам удалось разделить некондиционные
интервалы разреза на проницаемые и непроницаемые пласты и определить
количественно роль глинистости в проницаемости пород. Правоту исследо-
вателей ЦСМРнефть и «Татнефтегеофизика» подтверждают многочислен-
ные наблюдения промысловых геологов по получению притоков нефти из
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 399
некондиционных интервалов. Этот процесс можно интенсифицировать за счет
применения третичных МУН (ГРП, бурение боковых горизонтальных ство-
лов, новые методы перфорации, волновые). Последние работы на площадях
НГДУ «Лениногорскнефть» показали возможность получения промышлен-
ной нефти из некондиционных пластов толщиной 0,4-0,6 м за счет закачки
воды в горизонтальные стволы. Также для получения нефти из некондици-
онных коллекторов большая роль отводится ГРП. Возможности данных ме-
тодов обосновываются высокой неоднородностью этих интервалов как по
коллекторским свойствам пород, так и связанному с этим характеру их неф-
тенасыщения (послойное, пятнистое, неравномерно-пятнистое).
Таким образом, проницаемые низкопористые пласты во вмещающих
породах, считающиеся некондиционными, являются крупным резервом при-
роста балансовых запасов, который экспертно можно оценить не менее 15%
к имеющимся.
Для использования этого резерва необходимо разработать специальную
программу лабораторных, промыслово-геофизических и геолого-промыс-
ловых исследований всей некондиционной части разреза горизонтов ДД„
Ромашкинского месторождения, создать петрофизическое обеспечение, про-
вести серию опробований и ОПР по извлечению нефти из этих пластов со-
временными методами. По результатам данных исследований создать на прин-
ципиально новой основе геолого-гидродинамическую модель с использо-
ванием идей специалистов ЦСМРнефть. В дальнейшем на основе этих моделей
составить уточненные проекты разработки отдельных площадей с предвари-
тельным пересчетом запасов нефти.
Следующим существенным резервом увеличения извлекаемых запасов
является повышение нефтеизвлечения. Здесь необходимо отметить, что дос-
тижение проектной нефтеотдачи по горизонтам ДД, возможно при осуще-
ствлении большого комплекса ГТМ. Это объясняется неполным охватом
заводнением эксплуатационного объекта (до настоящего времени не все
запасы вовлечены в активную разработку), неудовлетворительной выработ-
кой ТЗН (выработка высокопродуктивных глинистых коллекторов в 1,4 раза,
слабопроницаемых более чем в 3-4 раза, ВИЗ с небольшой нефтяной тол-
щиной в 1,2 раза ниже, чем высокопродуктивных пластов первой группы),
ухудшением свойств невовлеченных запасов нефти из-за утяжеления, по-
вышения вязкости, биодеградации, техногенным снижением коллекторских
свойств пластов в процессе длительной эксплуатации. В вышележащих от-
ложениях девона и карбона проблема достижения высокой нефтеотдачи ос-
ложняется повышенной вязкостью нефти и сложным строением карбонат-
ных коллекторов. Для обеспечения полного охвата залежей заводнением
для выработки ТЗН необходимо применить все отработанные в процессе
эксплуатации методы разработки.
400
Раздел второй
Большой комплекс ОПР и исследований особенностей процессов выра-
ботки ТЗН, проведенных за последние 25 лет в ОАО «Татнефть», показал,
что существующими новейшими технологиями можно добиться повыше-
ния темпов их разработки до уровня АЗН. Но конечная нефтеотдача по ТЗН
всегда будет ниже, чем по АЗН.
Для крупнейших месторождений общепринятое понятие четвертой (за-
вершающей) стадии разработки требует детализации. Это зависит от несоиз-
меримо больших (в 3-4 раза) сроков эксплуатации месторождения в дан-
ной стадии в сравнении с тремя первыми.
Здесь уместно сказать о сроках разработки нефтяных месторождений.
Большой период разработки нефтяных месторождений Ближнего Востока
объясняется в основном огромными запасами нефти в традиционных кол-
лекторах и низкими (щадящими) темпами их выработки в соответствии со
стратегией и менталитетом арабских стран. Так, основные месторождения
Кувейта, введенные в разработку еще в 30-х годах прошлого столетия, вы-
работаны лишь па 30-40% от извлекаемого запаса.
Несколько по-другому разрабатываются месторождения США и Канады.
Например, одно из крупнейших месторождений США Восточный Техас, от-
крытое в 1930г. и начатое интенсивно разбуриваться и эксплуатироваться с
того же года, американские специалисты планируют разрабатывать до 2030г.
По данным проф.В.Н.Щелкачева, планируемый конечный КИН на месторож-
дении составит 0,716 при ВНФ 3,2-3,61. Следует учесть, что пласт вудбайн
весьма однородный с проницаемостью 2,62 мкм2, содержит маловязкую
(0,93 мПа • с) нефть, разбурен весьма плотной начальной сеткой скважин
(УПС - 1,8 га/скв), разрабатывается при широко развитой системе закон-
турного заводнения, впервые в мире примененного на этом месторождении
в 1936г. Интенсивная разработка в столь благоприятных геологических ус-
ловиях будет длиться около 100 лет [115].
Другое дело - месторождения России, в которых темпы разработки суще-
ственно выше, в результате чего первоначально определенные извлекаемые
запасы нефти за 40 -60 лет вырабатываются в большинстве на 80% и более.
ВIV Генсхеме разработки горизонтов Д,Д0 Ромашкинского месторожде-
ния предусматривается добыть проектные запасы с достижением утверж-
денной нефтеотдачи 0,528 к 2066 г. Рентабельная разработка обеспечивается
до 2030 г., когда будет отобрано 97,3% всех учтенных извлекаемых запасов
нефти. Увеличение нефтеотдачи до 0,6 позволяет продлить рентабельную раз-
работку объекта па 100 лет. Если же подтвердятся вышеизложенные пред-
ставления о снижении кондиционных значений пород-коллекторов и изме-
нении в связи с этим представлений о геологической модели месторожде-
ния, то балансовые запасы горизонтов ДД Ромашкинского месторождения
возрастут, а следовательно, увеличатся и извлекаемые запасы нефти и сро-
ки разработки этого объекта до 2200 года. Длительное время месторожде-
Современные методы увеличения нефтеизвлечении
401
ние будет разрабатываться при воспроизводстве запасов нефти (практичес-
ки 100%) в основном за счет увеличения КИН и прироста за счет доразвед-
ки, переоценки запасов за счет некондиционных в настоящее время коллек-
торов и изменения геологической модели объектов разработки. На рис. 8.20
показано возможное развитие нефтедобычи при невосполнепии запасов на
Ромашкинском месторождении.
Планируемые работы по поискам залежей нефти в локально нефтенос-
ных горизонтах, а также по совершенствованию разработки и увеличению
КИН в верхних горизонтах позволяют увеличить уровень добычи нефти и
обеспечить разработку месторождений при более высокой добыче до 2200г.
В зависимости от проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ),
налоговой политики государства в разработке месторождений в более по-
здней стадии (которую никак нельзя назвать завершающей) будут свои пе-
риоды стабилизации (возможно роста) и спада добычи нефти. Это будет за-
висеть от объема проводимых МУН и ГТМ, а также экономических усло-
вий нефтедобычи. Этот, весьма длительный отрезок времени требует своего
осмысливания и специального рассмотрения, как особо важный для разра-
ботки месторождения. Понятие завершающей стадии разработки для таких
супергигантов, как Ромашкино, очевидно, не существует и говорить о нем
бессмысленно. Следует ввести для общепринятой IV стадии понятие поздней
стадии, а не завершающей (как это было раньше). До завершения разработ-
ки (по крайней мере по крупным месторождениям) еще весьма далеко.
Однако наши фундаментальные исследования последних 10 лет позволя-
ют полагать, что эти сроки могут быть существенно увеличены за счет миг-
рации углеводородов (УВ) из зон деструкций кристаллического фундамен-
та через многочисленные разломы, т.е. «подпитки» нижних горизонтов Ро-
машкинского месторождения «углеводородным дыханием» фундамента.
Процесс глубинной дегазации недр с периодичным поступлением углеводо-
родов в верхние горизонты земной коры и осадочного чехла является зако-
номерным явлением, подчиняющимся определенным геотектоническим ус-
ловиям [233-235] (рис. 8.21).
Указаний па подток нефти из глубин достаточно много. В Татарстане от-
мечен ряд залежей, по которым уже извлечены все балансовые запасы, а
добыча нефти продолжается. Но главным объектом наших исследований
является супергигантское Ромашкинское месторождение-идеальный объект
изучения этой важнейшей проблемы. В последние годы проводились иссле-
дования физико-химических свойств нефтей, гидродинамические исследо-
вания параметров пластов и характеристик работы скважин на ближайшей к
Алтунино-Шунакскому разлому Миннибаевской площади этого месторож-
дения. Здесь анализировались данные гидродинамических исследований по
925 скважинам, изучались динамика дебитов и накопленные отборы по сква-
жинам, изменения соотношений дебитов аномальных и нормальных скважин.
402
Раздел второй
Параллельно с этими работами было проведено изучение цикличности
изменения плотности и вязкости пластовых нефтей по более чем 100 сква-
жинам-пьезометрам, в которых проводились периодические годовые и по-
лугодовые замеры на протяжении 17 лет.
Возможный подток «чужой» нефти в залежи горизонтов Д,Д0 вероятней
всего имеет точечный характер как по площади, так и во времени, при этом
явных прямых признаков данного явления нет, иначе оно давно было бы
замечено в процессе 55-летней разработки и эксплуатации Ромашкинского
месторождения.
Многолетними исследованиями процессов разработки месторождений в
Татарстане показано ухудшение свойств остаточной нефти по мере разра-
ботки в направлении образования окисленной, осерненной, малоподвиж-
ной, биодеградированной нефти, т.е. плотностьнефти закономерно увеличи-
вается. Однако на фоне общего увеличения плотности на Миннибаевской
площади были выявлены периодические уменьшения их значений, фикси-
руемые в отдельных скважинах. Методами спектрального анализа было про-
демонстрировано наличие в рядах естественных вариаций плотности нефти
с периодом около 5-5,5 лет. Кластерным анализом были выявлены скважи-
ны с аномальными параметрами, а также выявлено 39 скважин с аномально
высокой накопленной добычей, из которых каждая дала более 1 млн.т не-
фти. Эти скважины расположены на площади закономерно (рис. 8.22). Из
данных скважин, составляющих всего 2,8% фонда, получено 20,4% всей
добычи нефти.
Рис. 8.22. Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения
(39 скважин с аномально высокой накопленной добычей нефти)
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
403
119 «нормальных» скважин
144 «аномальные» скважины
Рис. 8.23. Динамика средних дебитов
нефти первых 10 лет эксплуатации сква-
жин, пробуренных до 1960 г.
Прямые признаки подтока не-
фти, выражающиеся в наличии
десятков скважин-миллионеров,
144 «аномальных» скважин с ин-
версией дебитов (долговременное
падение «вдруг» без видимых
причин сменяется их ростом)
(рис. 8.23), которые также зако-
номерно расположены на площа-
ди (рис. 8.24), резко противоре-
чат «закону» падающей добычи
нефти и имеют, по нашему мне-
нию, прямое отношение к пред-
полагаемому нами феномену, а
потому требуют специального исследования и изучения. Причем максималь-
ные значения средних дебитов «аномальных» скважин к дебитам «нормаль-
ных» закономерно повторяются через 14 лет' (рис. 8.25). Кроме того, на
фоне общего утяжеления и увеличения вязкости нефти в процессе разработ-
ки на отдельных участках залежей мы периодически наблюдаем появление
легкой, маловязкой нефти (рис. 8.26).
Рис. 8.24. Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения
(144 скважины с аномально высокой накопленной добычей нефти)
404
Раздел второй
Рис. 8.25. Динамика отношений средних
дебитов «аномальных» скважин (п = 26)
к средним дебитам «нормальных» скважин
(n = 19) в течение 40 лет эксплуатации
(1954—1993гг.)
Все это, а также периодичес-
кое появление (увеличение)со-
держания «свежего» (молодого)
бутана, совпадающее с измене-
нием солнечной активности (про-
цессы сжатия и растяжения) зем-
ной коры и др. (рис. 8.27), по-
буждает усилить исследования
процессов «подпитки», а в буду-
щем - поисков путей искусст-
венной интенсификации этих про-
цессов для обеспечения стабиль-
ной, сбалансированной с данным
процессом добычи нефти. Это обеспечит второе рождение Ромашкинского
месторождения после завершения его разработки современными новейши-
ми технологиями.
а) нефти девона
4,0
3,9
о 3,8
О о*°°°с ’ 1997 о о
о°° о о о
1985 ОоОООО ( о 0’0° 3 0° о ЛО
о О о 19 О°ЛО° 93 Ол о о >
Хэ8 1S87 р '°00
1988 • о 1991
s< >О° 1995
-J 3,6
3,5
3,4
3,3
0,855 0,860 0,865 0.870 0,875 0,880 0,885 0,890 0,895
плотность
б) нефти карбона
Рис. 8.26. Изменение плотности и вязкости нефтей Ромашкинского
месторождения в процессе разработки
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
405
ГОДЫ
Рис. 8.27 Вариации отношения содержания изобутана/н-бутана в нефтях
Ромашкинского месторождения во времени в сравнении с вариациями
солнечной активности и глобальной сейсмичности (поД.К. Нургалиеву)
Дальнейшее изучение проблемы подпитки углеводородов из глубин че-
рез нефтеподводящие каналы, очевидно, приведет к кардинальному измене-
нию стратегии, а затем и методики как геолого-поисковых работ, так и осво-
ения месторождений углеводородов.
Глава 9
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТАТАРСТАНА
Учет опыта предшествующих исследователей мо-
жет заменить предварительный анализ
Безымянное правило
Если вам не удалось ухватить быка за хвост с пер-
вой попытки, то второго случая может не быть -
бык повернется к вам рогами.
Безымянное правило
9.1. Краткий анализ применения современных МУН на нефтяных
месторождениях Татарстана
В применении МУН и стимуляции скважин в РТ можно выделить три
этапа. Первый - с начала разработки нефтяных месторождений до конца
1960-х годов. В этот период на нефтяных месторождениях применялись лишь
методы воздействия на призабойную зону пласта. Основным методом ОПЗ
в этот период был ГРП, который применялся на высокопродуктивных плас-
406
Раздел второй
тах горизонта Д] Ромашкинского месторождения, и поэтому его на тот пери-
од нельзя отнести к МУН. Также широкое применение тогда нашли методы
гидросвабирования, гидропескоструйная перфорация, обработка нагнета-
тельных скважин высокими давлениями. То есть в основном применялись
физические методы ОПЗ в целях восстановления приемистости нагнета-
тельных и дебита добывающих скважин, а также для интенсификации при-
тока и увеличения приемистости скважин. Были сделаны и первые шаги
по проведению ОПР с применением химреагентов для повышения нефте-
отдачи пластов.
Второй этап охватывает период с конца 60-х до начала 90-х годов про-
шлого столетия. Это был период широкого применения разработанных к
тому времени отечественных МУН и проведения широкомасштабных работ
по созданию и апробации новых методов и технологий увеличения нефтеот-
дачи пластов. Этому способствовало ухудшение структуры запасов эксплу-
атируемых объектов за счет опережающей выработки высокопроницаемых
пластов, рост обводненности добываемой продукции и особенно выход пра-
вительственного постановления № 700 от 6.08.1976г. Добыча за счет МУН
стимулировалась тогда в виде начисления премий участвующим в данном
процессе работникам. Стимулировались только работы по повышению неф-
теотдачи, которые четко определялись специальным положением. Сюда не
входили работы по ОПЗ и интенсификации добычи нефти.
Этот период начался с широкого внедрения разработанного в ТатНИ-
ПИнефть метода закачки в пласт серной кислоты. Отечественный метод
применялся в больших масштабах, объем закачки серной кислоты и про-
дуктов на ее основе в РТ достиг 60 тыс.т в год, а всего в пласт было зака-
чано 780 тыс.т серной кислоты, добыто около 11 млн.т нефти.
Следующим периодом по объемам применения была также отечествен-
ная технология - закачка ПАВ. В Татарстане за счет закачки 74 тыс.т ПАВ
дополнительно добыто 2,3 млн.т нефти.
Широкое применение во второй половине этапа нашли методы, повыша-
ющие охват заводнением за счет блокирования высокопроницаемых обвод-
ненных прослоев (ПДС, ЭЦ, полимеры, различные гелеобразующие соста-
вы). В тот период в результате создания благоприятных условий (финанси-
рование научных исследований и ОПР из специального фонда
б.Министерства нефтедобывающей промышленности) были разработаны
основные методы повышения нефтеотдачи, используемые в настоящее вре-
мя. Это было золотое время создания, апробирования и широкого внедре-
ния новейших, в основном физико-химических технологий первого поколе-
ния, предназначенных в основном для применения в начальном малообвод-
ненном периоде разработки месторождений. В то время сформировались
основные структурные подразделения «Союзнефтепромхим», «Союзнефте-
отдача», «Термнефть», входящие в МНТК «Нефтеотдача», подразделения по
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 407
нефтеотдаче в территориальных институтах и различные творческие коллек-
тивы. В результате всего за полтора десятилетия добыча за счет МУН в РТ
возросла до 1,42 млн.т в 1989г. и продолжала бы расти, если бы не помеша-
ли перестройка и связанное с ней резкое снижение объемов финансирова-
ния работ. За 3 года добыча нефти снизилась до 823 тыс.т.
Третий период начался с 1993г., с переходом на рыночные реформы. Он
совпал с ростом обводненности продукции большинства эксплуатируемых
объектов Татарстана и массовым вводом в разработку новых месторожде-
ний с трудноизвлекаемыми запасами нефти, в том числе независимыми не-
фтяными компаниями (ННК). В начальном периоде рыночных реформ влас-
ти республики создали благоприятные условия для разработки новых тех-
нологий МУН и широкого внедрения их в производство. Финансирование
создания новых МУН и ОПР проводилось за счет средств воспроизводства
минерально-сырьевой базы (ВМСБ), оставляемых полностью в РТ, а допол-
нительная добыча велась при применении различных схем налогового сти-
мулирования. Внедрение МУН в ряде случаев проводилось по договорам
между недропользователем и патентообладателем. Для внедрения новых тех-
нологий были созданы совместные предприятия с участием иностранных
компаний («Татольпетро», «Татойлгаз», «Татех») и возникли отечественные
предприятия («Татнефтеотдача», «РИТЭК-Внедрение», «Иджаз», НПП «Де-
вон» и др.), осуществляющие свою деятельность по внедрению МУН на
условиях раздела продукции. Переход на рыночные условия стимулировал
научные коллективы к усилению работ по внедрению МУН. Если до этого
они, разрабатывая новые технологии, часть из них оставляли в резерве для
дальнейшего применения, то для «выживания» в трудных рыночных усло-
виях они были вынуждены все «припрятанные на черный день» технологии
выдать для применения на производстве. Это привело к росту внедрения
новых технологий.
В конце второго и на третьем этапе были созданы МУН второго поколе-
ния, пригодные для частично заводненных высокопродуктивных пластов в
третьей стадии разработки месторождений. Все это позволило резко увели-
чить объемы работ и дополнительной добычи за счет МУН и стимуляции
скважин (см рис. 3.5). С 2001г. с вводом Налогового кодекса был упразд-
нен фонд ВМСБ, финансирование НИР и внедрение МУН за счет государ-
ственных источников прекратилось и полностью перешло за счет собствен-
ных средств недропользователей. Это привело к замедлению темпов роста
дополнительной добычи нефти. Необходимо отметить, что приведенный на
рис. 3.5 объем не отражает динамику дополнительной добычи за счет МУН.
Если в советское время учитывалась добыча нефти только за счет третичных
МУН и за этим строго следили министерство и контролирующие органы, то
с началом рыночных реформ в эту категорию стали относить и методы ОПЗ.
Причем набор методов ОПЗ, включаемых в данный раздел, постоянно рас-
408
Раздел второй
ширялся. Поэтому возникла необходимость раздельного учета третичных
МУН и методов ОПЗ. Для этого ТКР ЦКР Минэнерго РФ в апреле 2004г.
приняло решение о раздельном учете дополнительной добычи за счет гидро-
динамических, третичных МУН и методов ОПЗ скважин, уточнив класси-
фикацию указанных методов. Предстоит работа по пересчету показателей
добычи за счет всех этих методов.
Такой же пересчет необходимо сделать по всем нефтяным месторожде-
ниям России, так как во всех НК с переходом на рыночные реформы и
отсутствием контроля со стороны госорганов к добыче за счет МУН стали
относить и добычу за счет ОПЗ. Причем в разных НК это делалось по-разно-
му: в одних - к МУН относили всю добычу за счет ОПЗ, в других - часть
методов ОПЗ. В итоге вся отчетность запутана, и сегодня никто не может
сказать, сколько в России ежегодно добывается за счет третичных МУН. В
этом вопросе необходимо как можно скорее навести порядок. В противном
случае невозможно проводить объективный анализ и повышать эффектив-
ность применения МУН. Одновременно необходимо разработать пригодную
для общего употребления методику определения прироста извлекаемых за-
пасов за счет МУН, в том числе для оперативного учета ежегодного приро-
ста запасов нефти. Это очень важно, так как второй составляющей ежегод-
ного прироста запасов после прироста за счет традиционных методов гео-
логоразведочных работ (ГРР) является увеличение извлекаемых запасов за
счет МУН.
Переход на собственное финансирование нефтяных компаний НИР, ОПР
и внедрения МУН привел, с одной стороны, к оптимизации i фименения МУН
за счет исключения малоэффективных технологий (из 230 имеющихся тех-
нологий вначале было оставлено для применения немногим более 100, а
затем их количество уменьшено до 50 технологий), с другой стороны, к
снижению объемов финансирования и физических объемов внедрения МУН
в целом. При этом наблюдалось некоторое увеличение внедрения методов
ОПЗ, дающих быстрый эффект в текущей добыче нефти, а не повышении
КИН. Совершенно перестали финансироваться фундаментальные работы в
области исследования процессов фильтрации и направлений создания прин-
ципиально новых МУН, геологических условий оптимального применения
МУН, разработки методов для нетрадиционных коллекторов, разработки
новых супертехнологий, кратно повышающих текущую добычу и существе! i-
но (на 10 и более пунктов) увеличивающих нефтеотдачу. Как показывает
отечественный и зарубежный опыт, такие исследования должны финансиро-
ваться государством. Компании обычно не финансируют фундаментальные
исследования.
В РТ накоплен 35-летний опыт применения различных МУН. Он позволя-
ет оценить их эффективность и наметить дальнейшие пути совершенствова-
ния. Основные результаты следующие.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
409
1. Технологии повышения нефтеотдачи создаются, исходя из потребнос-
тей нефтяной промышленности по совершенствованию разработки нефтя-
ных месторождений; исходя из особенностей геологического строения и
стадии разработки. Основной объем работ приходится на залежи в терри-
генных коллекторах кыновско-пашийских и тульско-бобриковских отложе-
ний, на которых проводится 94% всего объема работ на нагнетательных и
более 65% работ на добывающих скважинах. Эти отложения обеспечивают
основную добычу РТ. В начале 80-х годов, когда в разработку стали вво-
дить залежи в карбонатных коллекторах, существенно увеличились работы
на добывающих скважинах, прежде всего в верхнетурнейских (около 22%
добывающих) и верейско-башкирских (7,5%) отложениях. Это объясняется
тем, что основное воздействие на терригенных коллекторах обеспечивается
через нагнетательные, карбонатных - через добывающие скважины, что яв-
ляется следствием особенностей геологического строения залежей, при-
уроченных к терригенным и карбонатным коллекторам.
На действующих месторождениях по мере отработки запасов и роста
обводненности продукции ряд методов, разработанных для малообводнен-
ного периода (закачка серной кислоты, водорастворимых ПАВ, тринатрий-
фосфата и др.), уступил место новым технологиям, основанным на образо-
вании различных гелей и дисперсных систем, задача которых - блокирова-
ние закачки воды в нагнетательных и добычи ее в обводненных пропластках
добывающих скважин. Это такие технологии, как закачка ПАА, ПДС, СПС,
ЭЦ, жидкого стекла, биополимеров и их композиций.
Сама технология разработки залежей методами заводнения обусловли-
вает широкое применение физико-химических МУН, а с разработкой совре-
менных физических МУН, основанных на волновых методах, существенно
расширяет область применения последних.
2. Технологий МУН, апробированных и внедренных в РТ, весьма много,
и они продолжают создаваться. Насчитывается более 130 технологий, реа-
лизуемых на добывающих и более 100 - на нагнетательных скважинах. Боль-
шинство из них - это совершенствование первичных (базовых) методов,
которых насчитывается около 30. Из всех технологий большинство (более
75%) работает на повышение охвата заводнением, а остальные относятся к
комплексным, и только единицы работают на повышение нефтевытеснения.
Это распределение является закономерным отражением главного недостат-
ка заводнения неоднородных пластов - низкого охвата заводнением, разно-
скоростной выработки и опережающим обводнением высокопроницаемых
пропластков. Первоначальный охват заводнением при базовых технологиях
составляет в зависимости от степени неоднородности и расчлененности эк-
сплутационного объекта от 30 до 70%. Именно в повышении охвата завод-
нением и заключается основной резерв увеличения нефтеотдачи. Причем,
чем реже сетка скважин, тем ниже охват заводнением.
410
Раздел второй
Коэффициенты вытеснения в терригенных коллекторах нижнего карбона
колеблются на различных месторождениях от 0,548 до 0,67, терригенного
девона - от 0,62 до 0,787, т.е. являются достаточно высокими, что снижает
резерв увеличения нефтеотдачи за счет повышения этого коэффициента.
Существенно большим резервом повышения нефтеотдачи за счет увели-
чения коэффициента вытеснения обладают залежи в карбонатных коллекто-
рах, где они варьируют от 0,287 до 0,562, составляя в основном 0,4-0,45
(таблица 9.1).
Таблица 9.1
Кв и КИН по месторождениям РТ
Месторождения Девон Турнейский Бобриковский Башкирский Верейский
Кв КИН Кв КИН Кв КИН Кв КИН Кв КИН
Ромашкинское 0,695 0,528 0,410 0,244 0,603 0,42 0,428 0,21 0,371 0,21
Н.-Елховское 0,666 0,478 0,543 0,2 0,641 0,489 0,457 0,1 0,403 0,1
Бавлинское 0,787 0,587 0,562 0,2 0,629 0,4275 - -
Сабанчинское 0,62 0,34- - 0,67 0,376- - - -
Степноозерское - - 0,322 0,11 0,584 0,16 0,387 0,06 0,383 0,15
Алексеевское 0,677 0,4 0,48 0,17 0,53 0,23 - - -
Нурлатское 0,708 0,504 0,287 0,1 0,622 0,277 0,463 0,217 0,469 0,195
Зап.-Бурейкинское - - - - 0,63 0,427 0,437 0,198 0,437 0,198
Соколкинское 0,621 0,399 0,464 0,217 0,585 0,359 0,528 0,183 0,531 0,247
Сарапалинское 0,621 0,406 0,411 0,185 0,548 0,35 0,528 0,16 0,46 0,19
Ив.-М.-Сульчинское 0,649 0,29 0,55 0,312 0,619 0,4 0,432 0,216 0,53 0,249
Но мы знаем, что если не обеспечить охват заводнением пластов объек-
та, то по ним нет смысла говорить и об увеличении коэффициента вытесне-
ния, пока не внедрены технологии увеличения охвата заводнением.
Очевидно, поэтому абсолютное большинство технологий создавалось
преимущественно для повышения охвата залежи заводнением. В начальной
стадии разработки эта задача решалась главным образом через нагнетатель-
ные скважины, так как через них обеспечивалось вытеснение нефти водой и
одна нагнетательная скважина обеспечивала работу 4—6 добывающих. За-
тем по мере роста числа обводненных скважин возрастала доля работ на
высокообводненных добывающих скважинах по ограничению водоприто-
ков из заводненных интервалов и перераспределению добычи на незавод-
ненные интервалы разреза. На поздней стадии разработки, когда весь фонд
добывающих скважин обводнен и одна нагнетательная скважина обслужи-
вает 1,5-2 добывающих, объем работ по МУН распределяется между добы-
вающими и нагнетательными скважинами практически поровну. Все работы
по залежам в терригенных коллекторах сводятся к подключению неприни-
мающих воду интервалов разреза в нагнетательных и отключению (блоки-
рованию) обводненных интервалов в добывающих скважинах.
В залежах, представленных карбонатными пластами, эти задачи остают-
ся. Но не в таком явно выраженном качестве. Здесь с самого начала необхо-
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
411
димо применять комплексные технологии, связанные как с увеличением во-
допринимающих пропластков в нагнетательных, так и с изменением свойств
коллектора. Здесь превалируют работы на добывающих скважинах.
3. До настоящего времени третичные МУН применялись в основном на
высокопродуктивных коллекторах. Это объясняется не только и не столько
тем, что в данном случае абсолютный прирост добычи был выше, чем на
менее продуктивных пластах, а главным образом потому, что последние не
вовлекались в активную разработку при базовых технологиях. Применение
геолого-физических МУН позволяет вовлечь в разработку часть ТЗН. Но в
силу ухудшенных коллекторских свойств трудноизвлекаемых пластов, весь-
ма высокой неоднородности карбонатных коллекторов, аномальных свойств
нефтей большинство имеющихся МУН в этих условиях не работает. Поэто-
му до настоящего времени основные МУН применяются для повышения
нефтеотдачи активных запасов. Возможности развития методов для них ог-
ромны, и это направление должно остаться приоритетным на перспективу.
4. Отсутствуют достаточно эффективные технологии повышения нефте-
отдачи ТЗН. В отличие от активных запасов они характеризуются много-
образием строения, условий залегания и свойств насыщающих флюидов.
Только в карбонатных отложениях выделяется 5 типов коллекторов. Здесь
мы имеем целый набор свойств: от поровых до трещинных и трещинно-
порово-кавернозных. Во всех этих типах коллекторов большое значение
для фильтрации имеют трещины и характер связей трещин и матрицы. Даже
в слабопроницаемых поровых терригенных коллекторах весьма сильно вли-
яние трещиноватости на процессы вытеснения нефти. Кроме того, силы, удер-
живающие нефть в карбонатных коллекторах, существенно выше, чем в
терригенных. Об этом говорят низкие коэффициенты вытеснения.
Залежи нефти в слабопроницаемых терригенных коллекторах с примене-
нием третичных МУН можно разрабатывать в основном только после орга-
низации заводнения с применением комплекса имеющихся гидродинами-
ческих методов. После ввода в активную разработку запасов методами за-
воднения на залежах можно внедрять третичные МУН, а до этого применение
этих МУН практически невозможно. Конечно, за исключением газовых МУН.
Имеющимся комплексом гидродинамических и третичных МУН (комплек-
сная технология разработки слабопроницаемых и глинистых терригенных
коллекторов) для условий терригенного девона месторождений Татарстана
можно повысить нефтеотдачу до 40-45%, против технологий на естествен-
ных режимах 10-15%. Это является большим достижением. Однако это воз-
можно только для лучших из слабопроницаемых пластов, в которых удается
освоить заводнение имеющимися методами и только в случаях, когда име-
ется возможность выделить данные пласты в самостоятельный объект раз-
работки. Если же слабопроницаемые пропластки контактируют с высоко-
проницаемыми, этими методами повысить нефтеотдачу не удается. Также не
412
Раздел второй
удается повысить нефтеотдачу слабопроницаемых пластов, если невозмож-
но освоить скважины под закачку воды.
Трудноизвлекаемые запасы залежей высоковязких нефтей также имеют
сравнительно мало технологий повышения нефтеотдачи. Здесь высокое значе-
ние вязкости нефти в пластовых условиях обусловливает низкие текущие ко-
эффициенты нефтеотдачи при высокой степени обводнения добываемой про-
дукции, а также низкое значение конечного коэффициента извлечения нефти.
Высокая вязкость нефти является причиной вязкостной неустойчивости
при заводнении пластов. Вода, поступающая со стороны контура питания
или закачиваемая в нагнетательные скважины, проникает в нефтяную часть
пласта в виде языков, оставляя позади себя целики нефти разнообразной
формы и размеров. Чем выше отношение вязкости нефти и воды, тем при
более низких скоростях вытеснения создается вязкостная неустойчивость.
При неоднородности пласта по проницаемости вязкостная неустойчивость
фронта вытеснения проявляется особенно интенсивно, причем скорость дви-
жения воды по высокопроницаемым пропласткам с течением времени воз-
растает. При скоростях вытеснения, обычно реализуемых на практике разра-
ботки нефтяных месторождений с терригенными коллекторами, явление вяз-
костной неустойчивости оказывает на механизм нефтеотдачи даже большее
влияние, чем неоднородность пласта.
Особенно осложняется разработка залежей с высокой вязкостью нефти
при наличии обширных водонефтяных зон. Выработка запасов нефти из во-
донефтяных зон даже на залежах с малой вязкостью нефти связана с боль-
шими трудностями из-за быстрых прорывов воды в добывающие скважины
(конусообразование). Еще труднее извлекать запасы из этих зон на место-
рождениях с нефтью повышенной вязкости. Здесь обводнение скважин на-
ступает, как правило, уже с момента ввода их в эксплуатацию, а коэффици-
ент извлечения нефти по водонефтяным зонам оказывается весьма низким.
Указанные выше особенности очень сильно снижают эффективность разра-
ботки залежей высоковязкой нефти.
В подобных залежах довольно часто применяются такие методы увели-
чения нефтеотдачи пластов, как полимерное заводнение, закачка пара в пласт,
пароциклические обработки добывающих скважин, иногда осуществляется
нагнетание горячей воды или внутрипластовое горение. Созданная в РТ ком-
плексная технология разработки залежей высоковязкой нефти в терриген-
ных коллекторах (КТРТКВН) позволяет повысить нефтеотдачу до 40-45%,
против 12-20% по базовым технологиям. Однако данная технология может
применяться лишь при достаточно высокой проницаемости пластов. Это ус-
ловие нужно также для применения паротеплового воздействия.
Залежи нефти с трудноизвлекаемыми запасами в карбонатных коллекто-
рах также могут разрабатываться с применением комплексных гидродина-
мических технологий (КТРКК) при нефтеотдаче до 25-30%, против 12-15%
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 413
по базовым технологиям. Удмуртскими нефтяниками созданы принципиально
новые технологии тепловых и термополимерных методов воздействия на
пласт, позволяющие значительно снизить себестоимость добычи и получить
для условий месторождений Удмуртии коэффициент нефтеизвлечения на уровне
40-45%, против 25-27% по традиционным технологиям [193,236-238]. Сле-
дует отметить, что коллекторские свойства карбонатных пластов в Удмуртии
существенно (в 1,5—2 раза) выше, чем в Татарстане, о чем также свидетель-
ствуют принятые для традиционных методов значения нефтеотдачи, которые в
РТ почти вдвое ниже, чем в Удмуртии. Трудноизвлекаемые запасы пластов с
подошвенной водой небольшой нефтенасыщенной толщиной также пока не
имеют технологий, обеспечивающих приемлемую нефтеотдачу.
Вышеизложенное свидетельствует об отсутствии технологий заводнения
для значительной части ТЗН. Создалась парадоксальная ситуация - наибо-
лее низкие темпы разработки и низкая нефтеотдача проектируется для ТЗН, а
эффективных технологий МУН для них очень мало. Хотя они для этих усло-
вий очень и очень нужны.
5. Особо следует отметить, что в настоящее время отсутствуют достаточ-
но эффективные технологии повышения нефтеотдачи для техногенно изме-
ненных в процессе разработки участков залежей и пластов, связанных с
изменением напряженного состояния и необратимыми (а иногда и обрати-
мыми) деформациями, ухудшением свойств остаточных нефтей (утяжеле-
ние, осернение, биодеградация, окисление, повышение вязкости и темпера-
туры насыщения парафином), кристаллизацией парафина при переохлажде-
нии пластов и выпадением АСПО в призабойной зоне пласта [26,239-241].
6. Лучшие результаты достигаются при применении технологий, разрабо-
танных специалистами, адаптированных к геологическим условиям региона
и непременно при научном сопровождении их внедрения авторами. Этим
объясняется тот факт, что разработанные и успешно внедряемые в Зап.Сиби-
ри неорганические гелеобразующие композиции ГАЛКА, ГАЛКА-ПАВ, ГАЛ-
КА-У, ГАЛКА-НТ не нашли применения на месторождениях Татарстана. К
этому надо добавить необходимость тесной работы авторов технологий со
специалистами-геологами НГДУ в более глубоком понимании возможнос-
тей рекомендуемых технологий для конкретных геологических условий ме-
сторождений данного НГДУ.
9.2. Перспективы развития современных технологий
нефтеизвлечения в Татарстане
Работы в области повышения нефтеизвлечения должны проводиться в
следующих направлениях.
1) Уменьшение влияния сформулированных выше недостатков разработ-
ки месторождений с применением заводнения на снижение нефтеотдачи.
414
Раздел второй
Неполнота охвата заводнением, приводящая к разноскоростной выработ-
ке пластов и преждевременному их обводнению, решается путем примене-
ния гидродинамических и трет ичных методов, повышающих охват пластов
заводнением. Здесь набор технологий достаточно большой, но наиболее
эффективными необходимо признать применение различных модификаций
ПДС, СПС, ЭЦ, жидкого стекла и различных гелеобразующих технологий,
отключение из разработки (в том числе селективным методом) обводнен-
ных прослоев. Однако все имеющиеся методы даже при многократном их
применении не могут обеспечить 100% охвата пластов заводнением. Это
принципиально возможно достичь либо за счет применения разработанной в
КГУ автоматизированной системы контроля и управления выработкой плас-
та (АСКУ-ВП) для наиболее благоприятных условий (однопластовый высо-
копродуктивный объект), либо за счет комплексирования этой технологии с
МУН, повышающими охват заводнением.
Следующий недостаток - снижение температуры пласта в результате за-
качки холодной воды, что приводит к выпадению асфальто-смоло-парафи-
новых от ложений (АСПО), приводящему к техногенному снижению прони-
цаемости пласта, а следовательно, и к техногенному уменьшению продук-
тивности скважин. Это является причиной образования малоподвижных
нефтей, кот орое происходит в основном в призабойной зоне скважин и око-
лоскважинном пространстве, редко на некотором (100-200 м) расстоянии
от нагнетательных скважин, в случае длительной закачки воды при низком
охвате объекта заводнением. Нужно отметить свойство парафиновых отло-
жений накапливаться в пористой среде за весь срок разработки месторож-
дения. Проблему можно решить при применении методов ОПЗ (в основном
термохимических, физических или комплексных). Технологии выбираются
в зависимости от геологических условий и степени поражения пласта.
Опыт длительной эксплуатации нефтяных месторождений с применением
внутриконтурного заводнения показывает увеличение плотности и вязкости
нефти, содержания серы и снижение коллекторских свойств пород, продук-
тивности скважин и газосодержания в нефти.
Применение базовых (первичных) технологий не позволяет извлекать эти
малоподвижные запасы. Вот почему проектирование разработки идет в на-
правлении применения все более интенсивных систем, широкого набора со-
временных ГМУН и третичных МУН. При этом проектная нефтеотдача не
меняется (она остается неизменной на протяжении 40 лет) при существен-
ном увеличении проектного фонда скважин и усилении систем воздействия
(см. главу 8). Следовательно, все усилия науки и производства в примене-
нии новых технологий направляются на устранение техногенного изменения
свойств залежей. Это дает возможность извлекать часть техногенно изме-
ненной малоподвижной нефти.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
415
Исследования ВНИГРИ, ИОФХ, КГУ и др. последних 10 лет разработ-
ки Ромашкинского месторождения показали, что в процессе разработки
нефтяных месторождений с применением заводнения происходит ухудше-
ние геолого-физических (термогидродинамических) условий выработки
пластов, связанное с изменением напряженного состояния и необратимыми
(а иногда и обратимыми) деформациями, ухудшением свойств остаточных
нефтей (утяжеление, осернение, биодеградация, окисление, повышение вяз-
кости и температуры насыщения парафином), кристаллизацией парафина при
переохлаждении пластов и выпадением АСПО в призабойной зоне.
Эффект упругого изменения коллекторских свойств достаточно давно
учитывают при проектировании разработки нефтяных залежей. Он оказыва-
ет значительное влияние на продуктивность скважин [239]. Вместе с тем
весьма значительную роль оказывают эффекты неупругого изменения про-
ницаемости. Достаточно отметить, что для кернов месторождения Тенгиз
были обнаружены кратные изменения проницаемости при снижении пласто-
вого давления ниже некоторого уровня. Это приводило к существенному
ухудшению расчетных технологических показателей разработки [240].
В опытах на кернах карбонатных и терригенных коллекторов Урало-По-
волжья и Западной Сибири получены новые важные результаты, выявившие
высокий уровень необратимого техногенного снижения проницаемости,
прежде всего для глинистых и трещиноватых пластов. Принципиально но-
вым является установление факта формирования в ближней, приствольной
части таких пластов зон резкого необратимого снижения проницаемости. В
приствольных зонах это снижение составляет от нескольких десятков до
сотни процентов. Вместе с тем в удаленной от скважины части пласта уро-
вень механогенного снижения проницаемости намного ниже—от несколь-
ких процентов до первых десятков. Нефтеотдача зависит от абсолютных зна-
чений проницаемости. Поэтому технологии, регулирующие состояние кол-
лектора с учетом влияния напряженного состояния, будут приводить к
повышению нефтеотдачи.
Причиной повышенного уровня механогенного снижения проницаемос-
ти в приствольной зоне является сложный характер изменений эффектив-
ных напряжений на стадиях вскрытия пласта, вызова притока и эксплуата-
ции. В этой зоне скелет породы, первоначально находившийся в состоянии
трехосного сжатия, переходит в состояние существенно неравнокомпонент-
ного сжатия, когда вдоль одного из направлений (по нормали к стенке сква-
жины) порода испытывает полную разгрузку, вдоль другого исходное на-
пряжение вдвое и более возрастает, а третья компонента напряжений в при-
ствольной зоне создает повышенный уровень касательных напряжений па
скелет породы, вызывающих его неупругие (пластические) деформации.
Именно они являются причиной резкого механогенного необратимого сни-
416
Раздел второй
жения проницаемости в приствольной зоне. В удаленной же части пласта
изменения пластового давления вызывают дополнительные сжатия скелета
породы по всем трем направлениям, что обычно приводит к менее выражен-
ным эффектам необратимого снижения проницаемости пород [241].
Для снижения негативного влияния этих процессов на нефтеотдачу необ-
ходимо проектирование разработки вести с учетом изложенных явлений путем
совместных расчетов гидродинамических течений флюидов и механичес-
ких процессов. Проектировать и в дальнейшем нужно осуществлять разра-
ботку залежей при оптимальных режимах (пластовых и забойных давлени-
ях), которые должны путем лабораторных, промысловых исследований и
математического моделирования определяться индивидуально для каждого
конкретного объекта. Но даже при соблюдении этих условий (а их по раз-
личным причинам часто нарушают) указанные процессы имеют достаточно
широкое развитие в не охваченных воздействием нагнетания пластах. При-
чем, чем более неоднороден и расчленен эксплуатационный объект, чем
меньше применяются современные МУНы, тем больший объем запасов не-
фти приходится на техногенно измененные пласты. Для извлечения этих за-
пасов требуется значительно больше усилий. Часть запасов может быть ото-
брана при применении комплекса физических МУН (в основном волновых)
и физико-химических МУН. Однако и этот комплекс пока не позволяет ото-
брать все проектные запасы из техногенно измененных пластов.
Еще более сложной проблемой является извлечение сильнопреобразо-
ванных в процессе разработки нефтей. Условия извлечения этой нефти ус-
ложняются тем, что в большинстве они находятся в техногенно измененных
в процессе длительной эксплуатации пластах. Сегодня каких-либо методов
извлечения этой нефти нет. Более того, даже нет идей по использованию
методов заводнения для выработки этих запасов. Пока можно лишь реко-
мендовать направление исследований с применением на завершающей ста-
дии разработки техногенно измененных месторождений термических мето-
дов. Но для каждого из таких длительно разрабатываемых объектов необхо-
димо проведение НИР и ОПР по созданию экономически обоснованных
технологий тепловых МУН, именно в качестве настоящих третичных, при-
меняемых после заводнения. Может быть, их более правильно было бы на-
звать четвертичными, так как третичное за обычными тепловыми МУН уже
закрепилось для применения на месторождениях высоковязкой нефти по
существу с самого начала разработки месторождений. Но все это на уровне
идеи, так как нет технологий тепловых МУН применительно к этим весьма
сложным условиям.
Следующий недостаток систем разработки с заводнением заключается в
самой сути метода - остаточная нефть запечатывается (блокируется) водой.
Для извлечения этой нефти необходимо, во-первых, обеспечить доступ к
Рис. 6.18. Схема технологии кислотной обработки карбонатного пласта
способом создания каверн - накопителей нефти - ИКНН
Рис. 6.21. Схема технологии направленной
(селективной) кислотной обработки карбонатного
продукты реакции
соляная кислота
кислотная инвертная
(меловая) эмульсия
плас та - НСКО
Рис. 6.23. Схема технологии глубокой солянокислотной обработки
карбонатов - ГСКО
Дополнительная добыча нефти, млн.т
27
"" -Гидродинамические методы
Потокоотклоняющие технологии
—-Горизонтальные скважины
— Боковые стволы
— - ГРП
Воздействие на ПЗП (депрессия,
перфорация, ОПЗ, изоляция)
Рис 7.2. Дополнительная добыча нефти по видам воздействия
на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» за 1991-2003 гг.
Условные обозначения
Опытный участок
по закачке ПДС
Отсутствие
коллектора
Контрольный
участок по
закачке ПДС
Опытные участки
по чередующейся
закачке нефти,
воды и серной
кислоты
Добывающая
скважина
Н агнететельная
скважина
Внутренний
контур ВНК
Внешний
контур ВНК
Линия разлома
Рис 7.15. Опытные работы на Ильмовском месторождении
бобриковского горизонта
1 - насосно-компрессорные трубы. 2 - колонна.
3 - шлипсовый пакер, 4 якорь.
5 - отверстиа от перфорации, 6 - верхний пласт,
7 песчаная пробка, 8 хвостовик, 9 нижний пласт
1 - насосно-компрессорные трубы, 2 - колонна.
3 пакер с опорой на забой
4 - соединительные трубы.
5 - отверстие в трубах, 6 шлипсоаый пакер
а) с последующим созданием песчаной пробки
б) с использованием двух различных пакеров
5 - трубная воронка, 6 - эластичные шарики
1 насосно-компрессорныа трубы, 2 колонна.
3 - якорь, 4 шлипсовый пакер,
5 - разобщитель, 6 эластичные шарики.
7 - промежуточные трубы, 8 - цилиндр.
9 отверстия на дне цилиндре, 10 хвостоаик.
11 - трубная воронка
в) с применением эластичных шариков
г) с применением эластичных шариков
и песчаной пробки
Рис. 7.29. Технологические схемы поинтервального ГРП
горизонтальная скважина
скважина
нагнетательная скважина
Условные обозначения
Рис 7.31. Схема размещения горизонтальных скважин на Коробковском
участке Бавлинского месторождения
Т"П добыча нефти из ГС+БКС+БС количество горизонтальных скважин
боковые стволы в старых скв. БГС в старых скв.
Рис. 7.32.а. Нарастающие показатели бурения ГС, БС и БГС
по ОАО «Татнефть»
* ~ » добыча нефти из карбонатных коллекторов
количество ГС по карбонатным коллекторам
"О— средний дебит нефти по карбонатным
коллекторам
Г..... I добыча нефти из терригенных коллекторов
Г* I количество ГС на терригенные коллекторы
-О- средний дебит нефти по терригенным
коллекторам
Рис. 7.32.6. Технологические показатели работы горизонтальных скважин
по Татарстану
Рис. 7.34. Типовая конструкция горизонтальной скважины
на Федоровском месторождении
Абсолютная вертикаль,м Абсолютная вертикалям
Рис. 7.36. Профили горизонтальных участков скважин
Федоровского месторождения
Рис. 7.37. Результаты промыслово-геофизических исследований.
Скважина №5046
Условные обозначения:
Горизонтальный ствол НМ Кустовая площадка Нагнетательная скважина
Рис. 7.38. Схема кустования скважин Федоровского месторождения
(фрагмент)
Условные обоэнечения:
•- интервал перфорации
перекрытый интервал перфорации
Рис. 7 39. Схема многофункциональной скважины
д)«вилка»
е) «рыбья кость» з) «рыбья кость» в виде «крыла чайки» ж) «штабельная» - «рыбья кость»
Рис. 7.40. Виды многозабойных скважин
Рис. 7.41. Схема конструкции разветвленной горизонтальной скважины (РГС)
ОАО «Татнефть»
Рис. 7.42 а. Геологический профиль скв. 8249 ГР Ново-Елховского месторождения
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
Спуск и цемента*
кондуктора (320м)
Спуск и цемента*
направления (30м)
Цемента*
Верейского горизонта
Бурение
телеметрией
Геофизические
работы
Привязочный
каротаж
1300
1400
1500
1582
5
10 15
20
25
Конструкция скважины:
Направление 324 мм - длина 30 м,
Кондуктор 245 мм длина 320 м
Эксплуатационная колонне 168 мм длине1258 м
I ствол 1258-1457
II ствол 1381-1497
III ствол 1422-1540
IV ствол 1472-1582
Каротаж, спуск, цемента»
^эксплуатационной колонны,
ОЗЦ. ГИС
30
ОЗЦ - ожидание затвердевания цементе
ГИС - Геофизические исследования скважины
Бурение । ствола
Бурение II ствола
Бурение III ствола
35
40
45
55 58
Бурение IV ствола
Освоение
В) График бурений скважины 8249 Г
Рис. 7.42. Скважина 8249 Г, залежь 51 Ново-Елховского месторождения
Суточный дебит - 129 т/сут
Бурение дороже в 1.5 раза
Дебит выше в 17 раз
Первые горизонтальные стволы
1953 год
Профиль этой скважины демонстрировался на 4 Международном нефтяном конгрессе в Риме в 1954с,
а затем был опубликован в американском журнале «....мллинг» 1955с, ^кзбрь
Рис. 7.43. Первая в мире разветвленно-горизонтальная скважина №66/4,
пробуренная А.М. Григоряном в «Ишимбайнефть» в 1953 г.
Рис. 7. 44. Скважина-гигант (проект)
а. Радиальное вскрытие Rad Tech скважины №15263
Ново-Елховского месторождения
б. Дебит скважин до и после радиального вскрытия пластов Rad Tech
по состоянию на 1.12.04г.
Рис. 7.45. Радиальное вскрытие пластов Rad Tech ОАО «Татнефть»
a - начальная стадия процесса вытеснения
нефти из целиков при технологии ТЦВП
б - средняя стадия процесса вытеснения
нефти из целиков при технологии ТЦВП
в - конечный охват элемента разработки
вытеснением при технологии ТЦВП
Условные обозначения:
* центральная нагнетательная скважина в режиме
* * постоянной закачки теплоносителя
о скважины добывающие
скважины в режиме нагнетания теплоносителя
• охваченная процессом вытеснения зона
неохваченные вытеснением «целики» нефти
Рис. 7АТ. Схема процесса ТЦВП на 7-точечном элементе
Нагнетательная
скважин в
приемистость:
в 1 см 25 куб. м/сут
Добывающая
скважина
дебит в 1 см 20 т/сут
обводненность 30%
Начальный внутренний
Начальный внешний
| । Песчаники
ПППШ1 Песчаники
тинистые
Алевролиты
|1Ч1Ш1м Закачиваемая вода
К, R Коллектор част,
заводненный
пластовой водой
11ЧШ1Ш Пластовая вода
Коллектор част,
заводненный
закачиваемой водой
Слияние с выше-
лежащим пластом
Слияние с ниже-
лежащим пластом
Слияние
с нижележащим
и вышележащим
пластом
FV1
Рис. 7.49а. Ново-Суксинское месторождение
Карта разработки бобриковского горизонта
Условные обозначения:
Зоны удельных запасов нефти (тыс.т/га)
- более 45
по отложениям бобриковского горизонта
Участок ВВГ
Условные обоэнечения:
I. П. Ill - участки разработки с различным воздействием
на плвст
Скважины:
воздухонагнвтательныв
водонагнетательные
песчаник
алввролиты
отсутствие коллектора
внутренний контур нефтеносности
внешний
Рис. 7 53. Схема опытного участка влажного внутрипластового горения - ВВГ
залежи №24 Ромашкинского месторождения
Рис. 7.54. График разработки опытного участка влажного внутрипластового
горения - ВВГ залежи №24 Ромашкинского месторождения
Рис 8.4. Участок Березовской площади Ромашкинского месторождения, на котором
испытывали систему КГУ АСКУ - ВП
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
417
ней, во-вторых, повысить фазовую проницаемость для нефти и снизить ее
для воды. Здесь необходимо применять горизонтальные технологии (ГБ, РГС,
МЗС, БГС). Внедрение их может быть достаточно эффективным для извле-
чения блокированной водой нефти, для выработки запасов из техногенно
измененных пластов. Однако только применение этих технологий не позво-
ляет увеличить нефтеотдачу сверх значения Квыт, тем более сильнопреобра-
зованных, неподвижных запасов. Эти технологии могут обеспечить повы-
шение охвата заводнением, близкое к предельному значению. Для решения
проблемы повышения нефтеотдачи за счет горизонтальных технологий их
необходимо комплексировать с другими методами. Прежде всего, весьма
эффективными могут оказаться различные наукоемкие технологии: волно-
вые, микробиологические. Комплексное их использование может обеспе-
чить увеличение нефтеотдачи за счет извлечения части остаточной, мало-
подвижной нефти. Но здесь мы находимся лишь в начале пути. Нужны фун-
даментальные исследования процессов фильтрации с применением
горизонтальных технологий: оптимизации размещения и плотности сетки сква-
жин, гидродинамики и механики процессов извлечения нефти, взаимодей-
ствия общепринятых МУН с горизонтальными технологиями. Нужно матема-
тическое моделирование и создание принципиально новых геологических и
гидродинамических моделей остаточных нефтей в техногенно-измененных
пластах, вскрываемых системой дополнительных РГС, МЗС, БГС скважин.
Основным недостатком применения горизонтальных технологий в насто-
ящее время является отсутствие системности и теоретических основ их вне-
дрения. Это, очевидно, объясняется опытно-промышленным характером их
применения, что существенно снижает эффективность метода. Необходимо
создавать теоретические основы разработки нефтяных месторождений сис-
темой горизонтальных и миогозабойных скважин, системы контроля и ре-
гулирования процессами разработки с применением горизонтальных техно-
логий, а также оптимального сочетания вертикальных и горизонтальных сква-
жин. Применение горизонтальных технологий существенно усложняет
вопросы контроля и регулирования процессов разработки. Очевидно, более
предпочтительными здесь будут блочные системы разработки с горизонталь-
ными добывающими и вертикальными нагнетательными скважинами для
высокопродуктивных и горизонтальными нагнетательными скважинами-
для маломощных, низкопродуктивных пластов. Создание теоретических
основ разработки с применением горизонтальных технологий дает синэнер-
гетический эффект в начальных стадиях разработки и особенно поможет
обеспечить высокую эффективность выработки пластов на поздней стадии
эксплуатации месторождений.
Закономерный процесс опережающей выработки активных запасов не-
фти привел к существенному увеличению в оставшихся запасах трудноизв-
418
Раздел второй
лекаемой ее части (рис. 9.1 а), а отсутствие дифференциального налогооб-
ложения ограсли в зависимости от горно-геологических условий делает не-
рентабельной разработку значительной части числящихся на балансе запа-
сов нефти. Применение новых технологий существенно улучшает ситуацию,
но не позволяет рентабельно разрабатывать все ТЗН (рис. 9.16). Для этого
нужно дифференцированное налогообложение или же нужны более эффек-
тивные МУН. Лучше идти по обоим этим путям, так как новые МУН, есте-
ственно, потребуют дополнительных затрат на разработку залежей с ТЗН.
Но настоятельная необходимость создания новых технологий МУН для вы-
работки ТЗН в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах,
залежей высоковязких нефтей, ВНЗ, в глинистых коллекторах сегодня оче-
видна, так как возможности стабильных отборов нефти за счет дальнейшей
интенсификации высокопродуктивных залежей уже исчерпываются. Еще
большей долей ТЗН характеризуются еще не открытые (перспективные и
прогнозные) ресурсы нефти РТ. Эта проблема тесно связана с поисками
путей разработки так называемых нетрадиционных коллекторов. Дело в том,
что существующие в настоящее время подходы к оценке запасов место-
рождений Волго-Уральской НГГ1 проводятся по стандартным, тестирован-
ным методикам, позволяющим оценивать лишь простые типы коллекторов с
линейными зависимостями и связями коллекторских и фильтрационно-ем-
костных (ФЕС) свойств. Однако проводимые в течение более 50 лет поиско-
вые и эксплуатационные работы приносили немало неожиданных положи-
тельных результатов в пределах площадей, первоначально относимых к бес-
перспективным.
ТИЗ при традиционных технологиях
ТИЗ при новых технологиях
а) □ рентабельные запасы □убыточные запасы б)
Рис. 9.1
В большинстве случаев здесь локализованы коллекторы со специфичес-
кими нелинейными связями между коллекторскими и фильтрационными
свойствами, подходы к оценке которых резко отличаются от подходов к оцен-
ке типовых коллекторов.
На основании проведенных ранее исследований такие коллекторы, тре-
бующие специфических методов оценки в связи со сложностью строения
Современные методы увеличения нефтеизвлечения
419
пустотно-порового пространства и его локализации в пространстве, необхо-
димо относить к классу сложных по строению и нетрадиционных по мето-
дам подхода к их оценке, а в последующем и к разработке.
Как показали проведенные исследования, коллекторы такого типа можно
разделить на два класса во-первых, нетрадиционные коллекторыУВ осво-
енных горизонтов осадочного чехла востока Волго-Уральской НГП и, во-
вторых, коллекторы, ниже промышленно освоенных глубин.
Нетрадиционные коллекторы освоенных горизонтов представляют широ-
кий класс, характеризующийся нелинейными связями между фильтрацион-
ными и емкостными свойствами. К ним относятся, в первую очередь, сле-
дующие виды коллекторов:
1) Глинистые коллекторы, в которых повышенное содержание глинис-
той составляющей и особенности ее распределения нарушают линейные за-
коны фильтрации. Часто - комья глинистых минералов, образующих комья
парагенетических ассоциаций, обусловленных условиями седиментогепеза
и диагенеза.
2) Кластерный тип терригенных коллекторов. К коллекторам этого типа
относятся проницаемые породы, в которых структура пустотно-порового
пространства и фильтрационные связи перестроены за счет эпигенетических
процессов и, в частности, процессов регенерации зерен. Два процесса -
коррозия - регенерация. Особенно поддаются влиянию этих процессов квар-
цевые песчаники девонских отложений. Происходит смена pH с щелочной
на кислую. Высокая извилистость пор каналов приводит к возникновению
нелинейных связей пористости-проницаемости.
3) Коллекторы с повышенной пиритизацией. Коллекторы этого типа раз-
виты в зонах воздействия восстановительных флюидных систем, за счет
которых железосодержащие минералы переходят в сульфиды, локализую-
щиеся в пережимах поровых каналов, что также нарушает фильтрационные
свойства пласта. Нефтенасыщенные коллекторы этого типа не определяются
стандартными геофизическими методами, что во многих случаях приводит
к их неправильной оценке и пропуску в разрезе скважин.
4) Карбонатные коллекторы с повышенным содержанием сульфат-
ных компонентов (гипс-ангидрит). Коллекторы этого типа были впервые
описаны В.Г.Изотовым (2000г.) как лиофобные, способные к образованию
«блуждающих залежей». Нестандартные фильтрационные свойства этих кол-
лекторов связаны со специфическими свойствами смачиваемости поровых
каналов, инкрустированных сульфатным комплексом минералов. Коллек-
торы этого типа широко развиты в фаменских отложениях, что обусловлено
палеогеографическими фактором.
5) Карбонатные коллекторы трещинно-порового типа. Такие коллек-
торы широко развиты в турнейских и визейско-башкирских отложениях.
420
Раздел второй
Комбинация ой ппенирующей углеводороды сети и его поровой
матрицы создают сложную систему <рил^ ^дии,. д..и поддающуюся уче-
ту и оценки. Коллекторы этого типа характеризуются нестабильным режи-
мом нефтеизвлечения, несмотря на их широкое распространение. Особенно
этот тип карбонатных коллекторов характерен для месторождений рифоген-
ного типа, развитых по западному склону Татарского свода на границе с
формациями Камско-Кинельской системы прогибов.
6) «Сыпучие» коллекторы углеводородов, представленные несцементи-
рованными и слабосцементированными песчаниками. Это особый тип не-
традиционных коллекторов, широко развитых в пределах РТ. Коллекторы
такого типа широко развиты среди верхнепермских (уфимских) отложений,
несущих месторождения природных бизумов. Сыпучесть этих коллекторов
не позволяет адекватно оценить их коллекторские и фильтрационные свой-
ства, что вносит неточности как в подсчет запасов, так и осложняет методи-
ку их разработки.
7) К нетрадиционным необходимо отнести породы, запасы нефти которых
не отнесены к балансовым из-за значений параметров ниже установленных
кондиций (по пористости, проницаемости, нефтенасыщепности) для пород-
коллекторов. Но эти породы содержат нефть и при применении более мощ-
ных технологий в процессе разработки могут ее отдавать.
8) К нетрадиционным коллекторам необходимо отнести и техногенно из-
мененные в процессе разработки нефтяных месторождений породы-коллек-
торы. Со временем количество этих пластов и объемы оставшейся в них
нефти непрерывно возрастают. Поэтому создание новых технологий увели-
чения нефтеотдачи для таких коллекторов может оказаться приоритетным
направлением.
Поскольку нетрадиционные коллекторы имеют широкое распростране-
ние, в настоящее время необходимо разработать специфические гибкие ме-
тоды их исследования и оценки в зависимости от геологических и литоло-
го-минералогических факторов, определяющих нетрадиционность коллек-
тора. При этом особое значение имеет изучение тонкодисперсной
составляющей нетрадиционных коллекторов и условий ее локализации в
пустотно-поровом пространстве, а также поверхностные свойства пустот-
ного пространства, модифицированные комплексом минералов, образую-
щих стенки пор и поровых каналов. Особые подходы требует оценка филь-
трационно-емкостных свойств коллекторов с учетом явлений позднего диа-
генеза-катагенеза и деструкционных процессов с применением подходов
физического и математического моделирования. Одновременно нужно со-
здавать достаточно эффективные методы их выработки с использованием
новейших МУН.
Современные методы увеличения нефтеизвлечения 421
Перспективным типом нетрадиционных коллекторов являются формации,
залегающие ниже промышленно-освоенных глубин, к которым в пределах
РТ относятся образования кристаллического фундамента и глубоко погру-
женные горизонты рифей-вендских отложений.
1) Нетрадиционные коллекторы рифей-вендских отложений. Рифей-
вендский комплекс в отношении локализации в нем коллекторских гори-
зонтов является в целом нетрадиционным. Во-первых, это связано с ранним
этапом развития планеты, что определило специфику его формирования в
целом. Во-вторых, этот комплекс был сформирован в специфических гео-
логических условиях рифтового этапа развития земной коры.
2) Специфическим типом нетрадиционных коллекторов Волго-Уральс-
кой провинции являются зоны деструкций кристаллического фундамента.
Как свидетельствуют материалы глубокого бурения и сейсмического про-
филирования, эти зоны развиты по всему разрезу кристаллического фунда-
мента, однако максимум их сконцентрирован на глубинах 5-7 км.
Формирование потенциальных коллекторов в теле фундамента связано с
процессами механической деструкции граничных зон скольжения пластин
высокометаморфизованных пород кристаллического фундамента и после-
дующей гидротермальной проработки. Коллекторские свойства зон дест-
рукций во многом определяются соотношением процессов механического
дробления (разуплотнения) пород и процессов выщелачивания субстрата под
действием гидротермальных растворов.
Очевидно, следующий этап развития новых МУН в Татарстане будет свя-
зан с разработкой и внедрением новых технологий будущего. Эти техноло-
гии третьего и последующих поколений нужны для повышения нефтеизвле-
чения на поздней высокообводненной стадии разработки освоенных с при-
менением заводнения, техногенно измененных высокопродуктивных залежей,
а также для освоения залежей с ТЗН. Начало этого процесса предусматри-
вается в IV Генсхеме разработки Ромашкинского месторождения.
В настоящее время есть существенный резерв в повышении нефтеотда-
чи находящихся на завершающей стадии разработки месторождений: ос-
новная залежь горизонта Бавлинского месторождения (Кв-0,787, про-
ектный КИН - 0,606), горизонтов ДГДО Ромашкинского месторождения
(Кв - 0,72, проектный КИН - 0,528). Отбор наиболее соответствующих
этим условиям технологий из имеющегося арсенала, составление проек-
тов массированного их внедрения по системной технологии на базе диф-
ференциального анализа выработки пластов с широким внедрением сис-
темы АСКУ-ВП может в благоприятных условиях перечисленных и других
объектов существенно повысить нефтеотдачу до значений, близких к ко-
эффициенту вытеснения.
422
Раздел второй
Такие же работы можно проводить на менее обводненных (70% и бо-
лее) участках залежей в терригенных отложениях девона и нижнего кар-
бона РТ.
Извлечение оставшихся после выработки с применением методов за-
воднения запасов нефти - важнейший резерв нефтедобычи в старых неф-
тедобывающих районах Так, на месторождениях РТ на выработанных
участках осталось столько же нефти, сколько ее извлечено к настоящему
времени.
Все предлагаемые технологии касаются высокопродуктивных объектов.
По грудноизвлекаемым запасам применение системных технологий возможно
для той их части, где уже освоено заводнение. Для других условий нужен
поиск новых технологий.
Исходя из изложенного, возникают три основных направления создания
новых МУН: для выработки ТЗН, оценки запасов и разработки нетрадици-
онных коллекторов, для выработки остаточных запасов высокопродуктив-
ных пластов с АЗН. Эти направления, очевидно, совершенно различные. Их
объединяет одно - необходимость знания особенностей геологического стро-
ения объектов для наиболее полного учета их в процессе создания новых
технологий и применения современных методов контроля и регулирования
процессов разработки.
423
Раздел третий
Проектирование и оценка технико-экономической
эффективности методов повышения нефтеотдачи
Полезен и яд змеи, если он в умелых руках. Вреден и
пчелиный мед, если он в руках дурака.
Дагестанская поговорка
Не пытайтесь кормить орла сеном, а осла мясом.
Б. Франклин
Глава 10
ОСНОВНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ
Не всякое продолжение есть развитие.
Бальтасар Грасиан
Новая идея завоевывает право на жизнь неубеди-
тельностью доказательств и весомостью фактов, а
после вымирания авторитетов и корифеев, бывших ее
противниками. Молодое поколение воспринимает идею
как само собой разумеющееся.
Безымянное правило
10.1. Основные тенденции применения методов увеличения
нефтеизвлечения в мире
В мировой практике существует корреляция между ценами на нефть и
числом проектов по МУН: снижение цен на нефть приводит к сокращению
числа проектов, и наоборот. В это время усилия научных кадров концентри-
руются на выполнении поисковых, теоретических и лабораторных исследо-
ваний, изучении разрабатываемых и вводимых в эксплуатацию месторож-
дений с точки зрения наиболее оптимальных технологий для каждого из
424
Раздел третий
них. Это позволяет определить перспективу и сохранить научные кадры.
В период высоких цен на нефть возрастают число проектов МУН и объем
научных исследований.
В мировой практике принято выделять 3 основные группы МУН: терми-
ческие, газовые и химические. В конце прошлого столетия распределение
общего количества действующих проектов и их успешность, по данным
Р.Н.Дияшева, выглядели следующим образом (табл. 10.1).
Таблица 10.1
Успешность проектов по основным МУН за рубежом
МУН Всего проектов Успешные
ЧИСЛО % ЧИСЛО %
Термические: 249 100 202 81,1
пар 213 85,5 177 83,1
горяч, вода 17 6,83 10 58,8
горение 20 8,03 15 75,0
Газовые: 164 100 135 82,3
углеводородные 82 50 73 89
со2 70 42,68 56 80
N2 10 6,1 5 50
газы горения 2 1,2 1 50
Химические: 68 100 48 70,6
мицеллярно-полимерные 7 10,3 4 57,1
полимерные 56 82,35 41 73,2
полимерные щелочи 4 5,9 2 50
Тепловые - 51,8%; газовые - 34,1 %; химические - 14,1 %
Около 52% проектов - термические, успешность которых составляет
81,1 %. В группе термических основная доля (85,57) приходилась на закач-
ку пара с успешностью 83,1%.
Вторая большая группа МУН - это газовые (около 34%), успешность
которых составляет 82,3%. В составе газовых методов 50% приходилось на
закачку углеводородных с наиболее высокой эффективностью 89% и около
43% на закачку СО2 с эффективностью 80%.
Наименьшая доля - чуть более 14% - от общего числа проектов МУН
приходится на химические способы, в числе которых около 83% занимает
полимерное заводнение. Общая эффективность химических методов состав-
ляет около 71%, в том числе полимерного заводнения - 73,2%.
В общем массиве данных упоминаются один успешный проект по при-
менению поверхностно-активных веществ и единицы проектов по микроби-
ологическому воздействию.
В табл. 10.2 приведены данные о масштабе проектов и стадии примене-
ния различных МУН.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
425
Таблица 10.2
Стадии и масштабы применения основных МУН за рубежом
Масштаб проекта, стадия применения Методы (% %)
термические (215 проектов) газовые (154 проекта) химические (70 проектов)
Масштаб применения: пилотный 10,7 5,8 11,4
расширение на месторождение 49,8 63,0 64,4
расширение на арендн. участки 20 5,8 7,1
расширение на все месторождения 5,6 14,3 1,4
ожидается расширение 10,2 7,1 8,6
не ожидается расширение 3,7 3,9 7,1
100% 100% 100%
Стадия применения: первичный 74 50,7 34,9
после заводнения 5,3 47,3 63,5
после пароциклики 16,9 - -
после иных методов 5,8 2,0 1,6
100% 100% 100%
Видно, что по всем трем МУН основная часть проектов имеет больший
масштаб «расширение на месторождение». Главная доля проектов, реали-
зуемых на «все месторождения», приходится на газовые МУН (14,3%). Из
химических МУН на «все месторождения» реализуется лишь 1 проект из 70
(1,4%). Термические методы применяются преимущественно как первич-
ные, газовые - в равном соотношении как первичные, так и после заводне-
ния и химические - в большей степени после заводнения.
Закономерности изменения во времени числа проектов по МУН и добы-
чи нефти за счет них интересно проследить на примере США (рис. 10.1).
Начиная с 1986г. произошло сокращение числа проектов по всем трем МУН:
катастрофически - по химическим, по весьма незначительно - по газовым.
Несмотря па это, суммарная добыча нефти за счет МУН продолжает расти,
главным образом за счет газовых методов. Поскольку в общей добыче доля
за счет химических МУН весьма небольшая, ее резкое уменьшение не мог-
ло повлиять на общую картину. Рост общей добычи за счет МУН при сокра-
щении числа проектов объясняется увеличением масштабов внедрения до-
казавших свою эффективность МУН: газовых и термических.
На основании приведенных данных можно утверждать, что в мире опреде-
лены приоритетные МУН: это закачка пара, углеводородных газов и СО2. Из
химических методов наибольшая доля приходится на полимерное заводнение.
В табл. 10.3 показано применение указанных групп МУН по основным ха-
рактеристикам нефтей (плотность, вязкость), коллекторов (пористость, прони-
цаемость) и глубине залегания пластов. Анализ, проведенный Р.Н.Дияшевым,
позволил установить области применения распространенных на Западе МУН.
426
Раздел третий
Таблица 10.3
Диапазон изменения параметров пластов и нефтей для успешных
и обещающих быть успешными проектов МУН
Параметр Тепловые Г азовые Химические
Пористость, % Проницаемость, мкм2 Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа • с Толщина пласта, м Глубина залежи, м 26-37 0,700-0,500 965-1030 80-15000 3-6 300-900 <12 (60% проектов) 12-30(30% проектов) 0,005-5(76% проектов) 800-900 <10 <25 1200-4000 13-32 0,005-5 820-960 <100 не ограничив-ся 450-2500
Существуют достаточно определенные закономерности: газовые методы
предпочтительны для легких и маловязких нефтей, тепловые — преимуще-
ственно для нефтей более плотных и вязких, а химические применяются в
широком диапазоне свойств (рис. 10.2). Тепловые методы в основном при-
меняются для коллекторов с более высокими значениями проницаемости и
пористости, а газовые - преимущественно для худших пластов. Химичес-
кие методы занимают промежуточное положение (рис. 10.3).
Тепловые методы преимущественно применяются на небольших глуби-
нах, газовые — на более глубоких залежах, а химические методы по глуби-
нам также занимают промежуточное положение (рис. 10.4). При этом 85
95% успешных и обещающих быть успешными проектов оказываются именно
в указанных интервалах параметров. Они могут быть приняты как критерии
первичного выбора тех или иных МУН для конкретных месторождений.
Промышленные испытания МУН начались в США с начала 50-х годов
прошлого столетия. С тех пор методы увеличения нефтеотдачи пластов за
более чем 50-летний период изучения и реализации прошли через несколько
этапов своего развития [242,243].
Первый этап охватывает период от начала испытания до начала 1970-х
годов, когда изучались возможности применения и проводились опытно-
промышленные работы на нефтяных месторождениях, составлялись и были
начаты крупные проекты по внедрению в основном тепловых и газовых МУН.
Второй этап — от начала 70-х до середины 80-х годов прошлого столетия,
когда нашли широкое применение ранее отработанные технологии и бурно
развивались исследования по разработке и испытанию большого количе-
ства новых технологий. В этот период перспективы внедрения МУН пред-
ставлялись весьма оптимистично. Масштабы их применения прогнозирова-
лись без видимых технологических и экономических осложнений. Основ-
ная концепция применения таких методов в те годы заключалась в стремлении
получить максимальный технологический эффект.
Считалось, что высокие коэффициенты вытеснения нефти теплоносите-
лем, химреагентом или различными газами, получаемыми в лабораторных
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
427
условиях па физических моделях, могут обеспечить высокий технологи-
ческий эффект при применении этих методов в реальных промысловых
условиях. В этот период число действующих проектов выросло более чем
в 5 раз — с менее 100 (в конце 1960-х) до 512 в 1985г. Этому в значительной
степени способствовала тенденция роста цен на нефть на мировом рынке с
14-15 долл./т до 50-300 долл./т в начале 80-х годов. Делались весьма опти-
мистичные прогнозы о будущем МУН, которые находили поддержку на са-
мых высоких уровнях.
Следующий этап связан с падением цен на нефть на мировом рынке до
110-130 долл./т. Ситуация на мировом рынке отразилась не только (и не
столько) па текущем состоянии дел в области внедрения МУН, но и — что
более важно — на стратегии развития этих методов. Если раньше приоритет-
ными считались процессы, доказавшие свою технологическую эффектив-
ность, то в условиях низких цен на нефть основные усилия ученых и про-
мышленников были переориентированы на снижение удельных затрат. Не
случайно на всех последних мировых нефтяных конгрессах и международ-
ных нефтяных симпозиумах состояние развития новых методов и их перс-
пективы рассматриваются, прежде всего, в контексте с уменьшением затрат
и повышением их экономической эффективности. По мнению экспертов,
минимальной, благоприятной ценой на нефть для начала внедрения этих про-
цессов считается 20-23 долл./барр. (140-160 долл./т).
Компании по-разному искали пути выхода из кризиса, охватившего прак-
тически все сферы мирового нефтегазового бизнеса и приведшего к суще-
ственному сокращению активности в области внедрения МУН. Решения,
принятые в те годы, оказались своевременными и радикальными. Они по-
зволили не затормозить процесс изучения МУН и, главное, вселили в пред-
ставителей компаний и научных кругов оптимизм.
Прежде всего была проведена переоценка приоритетных технологий.
Дорогостоящие процессы, требующие огромных вложений на приобрете-
ние химреагентов, а также процессы, длительные во времени и дающие не-
значительный эффект (мицеллярно-поли мерное заводнение, щелочное и по-
лимерное заводнение, внутрипластовое горение, закачка в пласт пара), были
переориентированы на технологии воздействия не на весь пласт, а на огра-
ниченную призабойную зону, дающие результат сравнительно быстро. Были
закрыты многие мелкие проекты. В других случаях проекты, реализуемые
разными компаниями на одном и том же месторождении, объединялись под
руководством одного оператора, что давало возможность высвобождения
дорогостоящего оборудования и более эффективного его использования.
Приоритетность внедрения МУН объясняется особенностями геологичес-
кого строения месторождений, свойствами нефтей и ранее применяемыми
системами разработки. Преимущественное внедрение тепловых МУН в США
и Канаде объясняется большим количеством неглубокозалегающих месторож-
428
Раздел третий
дений тяжелой нефти, разбуренных ранее плотной сеткой скважин. Плотность
сетки скважин на объектах теплового воздействия была ниже 10 га/скв., из
которых около половины с сеткой менее 1—2 га/скв. Это предопределило
широкое применение тепловых МУН, наиболее эффективных для этих усло-
вий. Причем основная добыча получена за счет закачки пара и существен-
ная доля — за счет пароциклического воздействия на призабойную зону до-
бывающих скважин. Весьма незначительна доля внутрипластового горения.
Тепловые МУН широкое применение нашли в Румынии на старых место-
рождениях, которые были разбурены плотной (менее 4 га/скв.) сеткой сква-
жин. Широкое применение тепловые методы для разработки залежей высо-
ковязких нефтей нашли в Венесуэле, где перспективы их применения оцени-
ваются весьма высоко, так как основные нефтяные запасы страны приходятся
на тяжелые нефти.
В настоящее время в этой группе новыми технологическими процессами
являются:
— циклическое внутрипластовое горение;
— развитие линейного фронта горения с учетом строения нефтяной залежи;
—применение пенных систем для увеличения охвата вытеснением;
— оптимизация нагрева пластов токами высокой частоты и др.
Незначительные объемы внедрения химических МУН объясняются тради-
ционным отставанием применения заводнения. Этот метод начал значительно
шире применяться лишь с конца 60-х годов прошлого столетия, и по масшта-
бам его применения США и другие зарубежные страны существенно отстают
от России, где эти методы традиционно применялись массово и с самого на-
чала разработки нефтяных месторождений, т.е. не как вторичный, а даже фак-
тически как первичный метод эксплуатации. Небольшие объемы применения
химических МУН также объясняются неотработанностью этих методов и до-
роговизной химпродуктов. Несмотря на отмеченные выше неоднозначные
результаты исследований, химические методы повышения нефтеизвлечения
продолжают применяться и проводятся в следующих направлениях:
— применение комплекса реагентов-растворов полимерных, щелочных и
поверхностно-активных веществ с получением синэнергетических эффек-
тов (прирост коэффициента нефтеизвлечения может быть выше в 2-3 раза,
чем при применении каждого из реагентов в отдельности);
- использование химических реагентов для ограничения водопритоков
путем образования гелей в удаленных от забоя нагнетательных скважинах в
промытых высокопроницаемых объемах залежи за счет температуры и ми-
нерализации пластовых вод.
Газовые методы нашли достаточно широкое применение в Канаде и США
для разработки залежей в слабопроницаемых терригенных и карбонатных
коллекторах. Из них внедрение закачки СО2 оказалось эффективным про-
цессом, но требующим не только специального оборудования, но, что имеет
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
429
решающее значение, близости дешевых источников получения СО2, так как
транспортировка его на большие расстояния требует специальных трубопро-
водов высокого качества для работы под высоким давлением. Соответству-
ющие благоприятные условия оказались в США и на многих венгерских
промыслах. В Канаде, поскольку таких условий не было, широкое примене-
ние нашли методы смешивающегося вытеснения за счет закачки под высо-
ким давлением углеводородных газов.
В настоящее время ведутся интенсивные исследования по совершенство-
ванию газовых МУН, которые включают:
—смешивающееся вытеснение газом, которое чередуется с закачкой воды
(этот процесс может быть дополнен закачкой тощего газа, а также поверх-
ностно-активных веществ);
—теоретическое и лабораторное изучение поведения многофазных сис-
тем, а также влияния на процесс особенностей строения коллекторов.
Учитывая трудности разработки и реализации эффективных МУН, их до-
роговизну, позднюю стадию разработки крупных месторождений, на кото-
рых преимущественно применялись и давали основную добычу третичные
МУН, в конце прошлого столетия в США стали широко применяться методы
заводнения и расширился процесс бурения уплотняющих скважин (инфилл
дриллинг). Этот процесс принял массовый характер. С его помощью, во-
первых, обеспечивалась стабилизация или снижение темпов падения добы-
чи, во-вторых, происходило увеличение извлечения нефти из недр. В США
даже были крайние высказывания, что метод уплотняющего бурения пред-
почтителен по сравнению с МУН. Другие специалисты утверждали, что этот
метод надо внедрять, но не взамен, а вместе с внедрением МУН. Тем более
что ряд МУН (особенно тепловые, да и часть физико-химических) для полу-
чения достаточного эффекта требуют более плотных сеток скважин. Поэто-
му целесообразно месторождения разбуривать первоначальной сеткой сква-
жин, кот орая по плотности будет близкой к плотности, необходимой для при-
менения третичных МУН.
Ряд крупных специалистов США утверждали, что быстрого прогресса в
нефтедобыче следует ожидать не от внедрения МУН, а от улучшения техни-
ки и технологии бурения. В какой-то мере они оказались правы. Развитие
техники и технологии горизонтального и разветвленно-горизонтального бу-
рения ускорили прогресс в нефтедобыче. В конце прошлого столетия бук-
вально наблюдается бум во внедрении этих технологий. Безусловно, это боль-
шой прогресс в эксплуатации нефтяных месторождений, и горизонтальные
технологии нужно совершенствовать и широко применять. Но даже при са-
мом удовлетворительном решении проблем бурения, эксплуатации и ремон-
та горизонтальных скважин мы сможем достичь нефтеотдачу, лишь прибли-
жающуюся к коэффициенту вытеснения. Совершенно очевидно, что наряду
с vnvunieHHeM техники и технологии бурения необходимо широко внедрять
430
Раздел третий
МУН. В этом направлении и развивается нефтяная промышленность на За-
паде [242, 243].
На современном этапе большое внимание на Западе отводится углублен-
ному изучению коллекторов и управлению процессами разработки нефтя-
ных месторождений, что позволяет получить высокие результаты по нефте-
извлечению и рассматривается как группа МУН. Сюда относятся:
— изучение особенностей фильтрации многофазных систем на основе при-
менения более совершенных приборов;
— построение детальных 3-мерных геологических и гидродинамических
моделей нефтяных месторождений;
— изучение напряженного состояния горных пород;
— широкое применение известных технологических процессов, таких, как
дополнительная перфорация пластов, изоляция обводненных прослоев, из-
менение фильтрационных потоков, циклическое воздействие, бурение до-
полнительных скважин и т.д.
Иным путем развивается нефтяная промышленность в странах Ближнего
и Среднего Востока. Здесь сколь-нибудь существенного применения новые
технологии нефтедобычи пока не нашли. Это объясняется весьма высокой
продуктивностью месторождений, которые без дополнительных затрат на
новые технологии обеспечивают высокие уровни добычи i юфти, полностью
удовлетворяющие внутренние потребности и возможности экспорта нефти.
Но некоторые страны уже понимают, что без применения современных МУН
и новых технологий в перспективе обойтись невозможно, так как применя-
емые технологии могут обеспечить нефтеотдачу лишь 30-35%. Поскольку
нефть, а в ряде стран и газ являются основным богатством, обеспечиваю-
щим цивилизованный уровень жизни нынешних и будущих поколений, вла-
сти некоторых стран (Иран, Оман и др.) привлекают зарубежные компании к
оценке эффективности применения новых технологий для действующих и
новых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Очевидно, интерес
Ближнего Востока к применению МУН будет непрерывно возрастать и стра-
ны, располагающие более эффективными для этих условий технологиями,
будут иметь приоритет в доступе к разработке новых месторождений и уча-
стков недр. Конечно, нельзя отбрасывать высокую роль в этом процессе
политического фактора.
Р.Н. Дияшев сделал сопоставление эффективности различных МУН за
рубежом. В таблице 10.4 приведены средние значения коэффициентов неф-
теизвлечения по законченным и близким к завершению проектам до и после
выполнения работ. Оказалось, что для терригенных коллекторов коэффици-
енты нефтеизвлечения по газовым и термическим методам примерно равны
(соответственно 49,2 и 50,3%) и заметно выше, чем по химическим (37,8%).
Для карбонатных коллекторов за счет газовых методов достигнут еще более
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
431
высокий коэффициент нефтеизвлечения (63,2%). Однако следует подчерк-
нуть, что коэффициенты остаточной нефтенасыщенности после завершения
проектов оказались практически равны для всех трех методов: 31,2 (для
карбонатов — 28,1%), 32,7 и 32,7% соответственно для газовых, химичес-
ких и термических методов. Низкие коэффициенты нефтеизвлечения за счет
химических методов обусловлены относительно низкой нефтенасыщеннос-
тью перед началом внедрения проектов - 52,6%, тогда как для газовых и
термических методов 61,4% (для карбонатов - 76,6%) и 65,6% соответ-
ственно.
Таблица 10.4
Пористость, % Газовые МУН Тепловые МУН Химические МУН
ДО после ДО после ДО после
3-7 71,0* 34,0* - - - -
7-11 84,2* 16,7* - - -
11-15 59,0*/65,0 38,5*/13,1 - - 49,0*/55,0 34,0*/25,8
15-19 86,5* 29,0 - - 50,3 34,5
19-23 - - 64,0 20,0 46,6 27,4
23-27 80*/65 18*/38 56,7 23,0 58,7 41,4
27-31 56,4 20,0 68,8 39,3 65,2 32,7
31-35 70,0 28,5 62,8 22,3 22,0 11,0
35-39 50 35 66,1 38,9 - -
39-43 - - 63,0 22,0 - -
Среднее 76,5*/61,4 28,1 */31,2 63,6 32,6 52,6 32,7
Коэффициент нефтеизвлечения,% 63,2*-49,2 50,3 37,8
59,0*765,0 - со звездочкой - карбонатные; без звездочки терригенные породы
В современных условиях по всем трем выделенным группам МУН ве-
дутся большие исследования по их совершенствованию. Наряду с этим идут
исследования по совершенствованию заводнения. Правда, эти исследова-
ния могли бы быть отнесены к уже названным выше группам. Так, изучение
трещиноватых коллекторов и оптимизация систем их разработки - это уп-
равление процессом разработки, а закачка газов СН4, СО2 в растворенном в
воде состоянии и последующее их выделение в удалении от забоя нагнета-
тельной скважины для блокирования обводненных каналов - это развитие
газовых методов и т.д.
В качестве новых технологий рассматриваются микробиологические ме-
тоды увеличения нефтеизвлечения, хотя эти исследования ведутся еще с 70-х
годов прошлого столетия. Новыми в этой области являются работы по созда-
нию биополимеров, биоПАВов.
Исследования по применению горизонтальных скважин направлены на
совершенствование технологии их строительства и уточнение критериев их
применения.
432
Раздел третий
10.2. Применение МУН в России
В развитии нефтяной промышленности б.СССР и России были громадные
достижения и всегда были серьезные проблемы. Но проблемы в советское и
постсоветское время совсем разные. В советское время это были проблемы,
связанные с высочайшими темпами роста нефтедобычи, когда СССР вышел
на первое место в мире и обеспечил максимум добычи - более 624 млн.т в
год. Причем эта добыча была достигнута фондом скважин в 6 раз меньшим,
чем в США, добыча нефти в которых в это время была в 1,56 раза ниже, чем
в б.СССР. В советский период были созданы мощная минерально-сырьевая
база со значительной долей активных запасов нефти, достаточный фонд сква-
жин, современные системы разработки, большой арсенал новых методов уве-
личения нефтеотдачи и стимуляции скважин, подготовлен необходимый кад-
ровый потенциал. Тем не менее ведущие специалисты отрасли и ученые го-
ворили о больших недостатках в развитии отрасли, которые на самом деле
были и негативно влияли на развитие отрасли нефтяной промышленности.
Но оказалось, что эти недостатки ни в какое сравнение с сегодняшними
проблемами не идут. Парадоксально, но факт, что, несмотря на все недо-
статки, созданная в советское время нефтяная промышленность имела ог-
ромные резервы. Они были задействованы в постсоветское время в благо-
приятной внешней и для ряда нефтяных компаний внутренней конъюнктуре.
Это обеспечило и продолжает обеспечивать рост добычи нефти по России.
В советское время большое внимание уделялось подготовке новых запа-
сов нефти, что давало расширенное воспроизводство запасов. В постсовет-
ское время государство устранилось от этого кардинального вопроса раз-
вития нефтяной промышленности и, более того, создало все условия для
того, чтобы не было не только расширенного, но даже простого воспроиз-
водства запасов (рис. 10.5). Это выразилось в отмене обязательных плате-
жей компаний на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), ко-
торые целенаправленно шли на программу их геологического изучения и
воспроизводства, установлении платежей в бюджет за пользование участ-
ками недр для поисково-разведочных работ, проводимых за счет собствен-
ных средств недропользователей, отсутствии контроля госорганов за вы-
полнением необходимого объема ГРР на лицензионных участках. Этому
способствовала также неуверенность инвесторов, вкладывающих собствен-
ные средства на поиски и разведку месторождений, в том, что выявленные
ими месторождения будут переданы им в пользование для целей добычи
нефти, а не будут выставлены на конкурс или аукцион. Закон говорил лишь
о преимущественном праве недропользователя при лицензировании для це-
лей добычи открытого им за счет собственных средств месторождения. От-
сутствие научно обоснованной программы ВМСБ по нефтегазоносным бас-
сейнам также не способствует повышению эффективности ГРР.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
433
Должностные лица недропользования ответственности за воспроизвод-
ство запасов не несут, хотя для этого есть рычаги - через установление еже-
годных дополнений к лицензионным соглашениям в части определения фи-
зических объемов ГРР и объемов прироста запасов.
Разрешительный (а не гражданско-правовой) характер выдачи лицензий,
сложная, непрозрачная процедура их получения также не способствуют эф-
фективности ГРР.
В результате нефтяные компании, не обеспечивая простого воспроизвод-
ства запасов, по существу продолжают «проедать» подготовленные за со-
ветский период запасы.
Единая «плоская» шкала НДПИ - налога на добычу полезных ископае-
мых — независимая от горно-геологических условий и степени истощения
(выработанности) месторождений способствует получению сверхприбылей
НК, разрабатывающих «молодые» высокопродуктивные месторождения, и
невозможность инвестирования для развития у компаний, разрабатывающих
«старые» месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки. Пер-
вые получают огромные, исчисляемые миллиардами долларов, дивиденды,
а вторые находятся на грани «выживания». Особенно это характерно для
мелких компаний, разрабатывающих маргинальные месторождения, в ус-
ловиях отсутствия собственной переработки и инфраструктуры, притесне-
ния со стороны крупных монополистов - ВИНКов.
Снижение объемов и эффективности ГРР привело к отсутствию крупных
открытий, невосполнению извлеченных из недр запасов нефти и ускорению
в рыночных условиях ухудшения качества запасов нефти с доведением доли
трудноизвлекаемых запасов до 55%. Этому способствовала также страте-
гия ряда крупных ВИНКов по чрезмерной интенсификации разработки ак-
тивных запасов для получения сверхприбылей в короткие сроки при отсут-
ствии сколь-нибудь действенного контроля государства за рациональной
разработкой недр. Ускоренное ухудшение структуры запасов в этих услови-
ях привело к значительному снижению проектной нефтеотдачи с 49% в 1960г.
до 36% в 2002г. и около 30% в настоящее время по стране в целом. Эта
тенденция ускоренного уменьшения нефтеотдачи сохраняется.
Существующие технологии обычно могут обеспечить невысокие коэф-
фициенты нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами при более
низкой рентабельности добычи нефти. Более низкая эффективность выра-
ботки трудноизвлекаемых запасов нефти традиционными технологиями мо-
жет быть показана результатами анализа разработки месторождений Урало-
Поволжья. Так, если средний проектный коэффициент нефтеотдачи по мес-
торождениям Урало-Поволжья составляет 0,40, то по месторождениям с
низкопроницаемыми коллекторами - 0,28, в подгазовых зонах - 0,25, в кар-
бонатных коллекторах — 0,28.
434
Раздел третий
Особую сложность для разработки представляют месторождения, запа-
сы которых характеризуются одновременно несколькими признаками труд-
ноизвлекаемости запасов.
Так, дальнейшее усложнение структуры запасов приводит к еще боль-
шему снижению проектного коэффициента нефтеотдачи по месторождениям
Урало-Поволжья: в подгазовых зонах карбонатных коллекторов он уже со-
ставляет 0,23, а если к этим двум осложняющим разработку факторам до-
бавляется еще низкая проницаемость, то коэффициент нефтеотдачи снижает-
ся уже до 0,21. Нетрудно заметить своеобразную зависимость в снижении
коэффициента нефтеотдачи при добавлении следующего, осложняющего раз-
работку нефтяных запасов фактора.
Сложности возникли в связи с переходом нефтедобывающих предприя-
тий на рыночные отношения. На разрабатываемых месторождениях посте-
пенно образовывался огромный фонд бездействующих скважин. Проведенное
ВНИИнефть математическое моделирование участка пласта с зональной нео-
днородностью, разрабатываемого по трехрядной системе скважин, показало,
что остановка нескольких скважин может привести к снижению конечной
нефтеотдачи на 4—6% по сравнению с проектной (при работе всех скважин).
При этом даже в случае повторного пуска остановленных скважин через оп-
ределенный период времени проектная нефтеотдача обычно не достигается и
может быть меньше нее на 1—3%. Величина «потерянной» нефтеотдачи зави-
сит не только от периода простоя скважины, но и от очередности их ввода в
эксплуатацию. О потерях нефти в недрах при длительной остановке скважин
на поздней стадии из-за блокирования нефтенасыщенных зон пластовыми и
закачиваемыми водами знают большинство промысловых геологов, которые
занимаются вопросами регулирования процессов разработки.
Таким образом, структура запасов и состояние разработки месторожде-
ний требуют создания и использования новых технологий воздействия на
пласты, новых подходов к их разработке, основанных на современных МУН.
Применение МУН в России прошло несколько этапов. Первый - с 1960-х
годов до выхода известного правительственного постановления №700 от
26.08.1976г. До этого работы по разработке МУН в отрасли велись разроз-
ненно, в зависимости от желания руководителей объединений и территори-
альных институтов. Одни руководители уделяли большое внимание этой про-
блеме и способствовали не только созданию новых технологий, но их испы-
танию и внедрению. Основную (около 3/4) дополнительную добычу за счет
МУН, составлявшую в стране около 2 млн.т, обеспечивали три месторож-
дения, на которых применялись отечественные МУН: Узеньское (закачка
горячей воды), Ромашкинское (закачка серной кислоты) и Ярегское (тер-
мошахтный метод).
Второй этап начался с 1976г., когда правительственное постановление дало
большой толчок в применении МУН. Тогда ВНИИнефть составило ТЭО, в
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
435
котором был прогноз внедрения МУН по СССР до 1990г., а объем дополни-
тельной добычи за счет МУН планировался в объеме 81,4 млн.т. Фактичес-
ки было добыто всего 11,4 млн.т.
Столь крупные ошибки плана, заложенного в ТЭО, были связаны с тех-
нологической неразработанностью МУН, с недопоставкой реагентов и обо-
рудования, просчетами в выборе МУН, запиженностью капитальных вложе-
ний (одна тонна прироста извлекаемого запаса обходилась всего 1,15 руб )
и завышенностью технологической эффективности МУН.
Но все же рост добычи нефти за счет МУН существенно ускорился с
1,3 млн.т в 1975г. до 11,4 в 1990г. Этому способствовало принятие про-
граммы внедрения МУН, увеличение ассигнований на ее выполнение, в
том числе на научные исследования, ОПР и промышленное внедрение, а
также стимуляция коллективов за выполнение и перевыполнение планов
дополнительной добычи за счет МУН.
К 1990г. уже имелся опыт применения МУН на 365 участках 150 место-
рождений, из которых в действии находилось 159 участков на 120 место-
рождениях. К началу рыночных реформ распределение проектов по МУН в
б.СССР и России показано в табл. 10 5. Как видно из таблицы, картина
была совершенно иной, чем на Западе: абсолютное господство физико-хи-
мических МУН при ничтожном объеме тепловых и единичных газовых МУН.
Таблица 10.5
Распределение проектов по МУН в бывшем СССР и России
МУН Число проектов (в т.ч. действующих)
бывший СССР Россия
Химические 318(194) 287(175)
Полимерное 65 (40) 56 (38)
Щелочное 42 (31) 37 (27)
Водные растворы 50 (28) 36(16)
ПАВ
Композиции ПАВ 81 (54) 80 (54)
(вкл. систем, техн.)
Мицеллярное 6(3) 6(3)
Газовые 16(9) 15(8)
Углеводородные И(8) Ю(7)
СО2 5Ц) 5(1)
Тепловые 55 (34) 25 (12)
Паротепловые 24 (16) 11(7)
ВПГ 22(9) Ю(1)
Горячая вода 9(9) 4(4)
Итого, %
Химические 81,7 (81,9) 87,8 (89,7)
Газовые 4,1 (3,8) 4,6(4,1)
Тепловые 14,1 (6,8) 7,6 (6,2)
436
Раздел третий
Третий этап начался с переходом на рыночные реформы. В начальном
периоде объемы применения МУН резко снизились, а затем объемы допол-
нительной добычи стали расти. Это объясняется тем, что научно-исследова-
тельские институты отрасли для выживания в рыночных условиях и отсут-
ствия государственного финансирования вынуждены были выдать произ-
водству все свои разработки, в том числе и оставленные в «заначке», а
производственные предприятия (также в целях выживания) усилили работы
с целью увеличения добычи нефти. Причем это увеличение происходило в
основном не за счет классических МУН, приводящих к приросту извлека-
емого запаса, а в большей мере за счет методов ОПЗ.
К сожалению, точные и конкретные данные но объему и эффективности
применения методов увеличения нефтеот дачи пластов в России за годы ры-
ночных реформ отсутствуют, так как существовавшая в прошлые годы строй-
ная система статистической отчетности по этим методам была разрушена в
начале 1990-х годов. Поэтому по данному периоду можно говорить только
на основании общих оценок и косвенных показателей.
Так, в РТ за 2004г. из общей добычи за счет МУН и стимуляции скважин
получено 5,34 млн.т, доля последней составляет около 8%, в ОАО «Сургут-
нефтегаз» более 13%. В других НК, очевидно, эта доля еще выше.
Тем не менее можно утверждать, что основной объем дополнительной
нефти по-прежнему обеспечивается за счет физико-химических и физичес-
ких МУН. Доля последних существенно возросла в основном за счет мес-
торождений Зап.Сибири. Но здесь большинство ГРП (кроме ОАО «Сургут-
нефтегаз») проводится на высокопродуктивных объектах для интенсифика-
ции разработки и поэтому не могут быть отнесены к категории МУН. Нужен
дополнительный анализ ГРП с целью отнесения к МУН на объектах с труд-
поизвлекаемыми запасами, где ГРП дает прирост извлекаемого запаса и
раздельный учет МУН и методов интенсификации добычи нефти.
Но главным недостатком в области МУН в рыночных условиях по суще-
ству явилось сворачивание фундаментальных работ в области фильтрации
жиАао^г^й с применением традиционных и новых технологий, а также глу-
бокого изучен..,, ”Ц'ых нефтей в различных геолого-физических усло-
виях и применяемых систем разработки. Государство прекратило финанси-
рование таких работ, а нефгж (ые компании также не финансируют эти иссле-
дования, так как видимого быстрого эффекта от этих работ нс сидят. Но
юз фундаментальных исследований создание принципиально новых мего
дон ощу (имого (на 10 процентных пунктов и выше) увеличения нефтеизвле-
чения невозможно.
Минпромэнерго РФ планируст у величение дополнительной добычи нефти
за счет МУН к 2009г. до 15% к общей добыче, т.е. если взять уровень добычи
Энергетической стратегии, должно добываться за счет МУН более 80 млнл.
Это ровно столько, сколько предусматривалось добыть в 1990г. согласно ТЭ<),
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
437
составленному ВНИИ юфть и полностью проваленному. Если учесть i ^досто-
верность и завышенность данных о дополнительной добыче за счет МУН в
настоящее время и отсутствие принципиально новых МУ1I, фундаментальных
исследований и разобщенность научных коллективов, а также включение в
категорию МУН добычи за счет стимуляции скважин, то эти объемы явно
завышены. С утверждением специалистов Минпромэнерго РФ о том, что
ожидается изменение доли различных МУН в добыче: возрастет роль гори-
зонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин (более чем в 3 раза),
зарезки вторых стволов (БГС) (почти в 15 раз), тепловых МУН (в 2 раза) и в
результате этого существенно снизится доля физико-химических МУН (хотя
абсолютная добыча будет увеличиваться), вряд ли можно согласиться.
Опыт показывает, что первоначальные радужные оценки применения тех
или иных МУН оказываются при внедрении менее эффективными и более
сложными, а физико-химические МУН годами проверены на практике. Для
повышения эффекта от внедрения МУН от сегодняшней практики их сти-
хийного применения в отрасли необходимо перейти к научно обоснованной
единой программе, единой методике учета и отчетности дополнительной до-
бычи за счет МУН, государственного контроля за разработкой и внедрением
новейших МУН и увеличением нефтеизвлечения.
Глава И
ПРОЕКТИРОВАНИЕ МУН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Нет принципов, которые бы пользовались призна-
нием всего человечества.
Локк
Прогнозировать средние экономические показате-
ли-все равно, что уверять не умеющего плавать чело-
века, что он спокойно перейдет реку вброд, потому
что ее средняя глубина не больше четырех футов.
Эдгар Фидлер
11.1. Совершенствование проектирования разработки -
основа поступательного развития нефтяной промышленности
Поскольку в настоящее время МУН являются обязательным и существен-
ным компонентом применяемых систем разработки нефтяных месторожде-
ний, проектирование их внедрения ведется в рамках общего проекта разра-
ботки [244].
438
Раздел третий
Проектирование систем разработки — наиболее ответственный этап осво-
ения нефтяных месторождений. От качества проектных документов во мно-
гом зависят состояние обеспеченности отрасли запасами, оптимальная ди-
намика добычи нефти и экономика разработки месторождений. Прирост за-
пасов нефти, как правило, обеспечивается в течение большей части
эксплуатации месторождения: в начальном периоде — за счет разведки и
доразведки, затем переоценки запасов и в поздней стадии разработки — вне-
дрения новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Так, на Ромашкин-
ском месторождении за 50-летпий срок разработки балансовые запасы воз-
росли в 1,66 раза, извлекаемые — в 1,62 раза. По прогнозам в дальнейшем
за счет внедрения МУН и доразведки ожидается дальнейший прирост из-
влекаемых запасов (против современного уровня) на 32%. От прироста за-
пасов во многом зависят уровни добычи нефти. Оптимальная динамика до-
бычи нефти предусматривает рациональное использование запасов, наибо-
лее полное использование созданной инфраструктуры и мощностей по добыче
нефти, возможности широкого внедрения вновь созданных технологий и
создание условий для непрерывного совершенствования процессов выра-
ботки запасов в целях достижения максимальной, экономически допусти-
мой нефтеогдачи На рис. 11.1 показана наиболее приемлемая динамика до-
бычи нефти, которая была бы по РоМашкинскому месторождению, если бы
оно разрабатывалось более бережно, как, например, месторождение Дацин
в Китае. Оптимальные уровни добычи и рациональная разработка место-
рождения обеспечивают высокие экономические показатели в течение дли-
тельного периода.
Поэтому проектированию разработки необходимо уделять главное вни-
мание как госорганам, так и недропользователям. В первую очередь этим
должны заниматься геологическая служба нефтяных компаний и Централь-
ная комиссия по разработке месторождений.
Проектирование разработки - это многоэтапный и постоянный процесс.
Прежде всего необходимо подготовить месторождение к проектированию
разработки. Для этого на этапе предварительной и далее детальной разведки
нужно оптимизировать геологоразведочные работы с тем, чтобы с мини-
мальными издержками получить запланированный результат, т.е. подгото-
вить месторождения к составлению технологической схемы разработки. Для
этого, более или менее равномерно разместив разведочные скважины, в
обязательном порядке необходимо провести опытную их эксплуатацию (ОЭ)
с целью определения параметров пластов и насыщающих их флюидов и
газов. Затем составить технико-экономическое обоснование (ТЭО) КИН, под-
считать и утвердить в ГКЗ России запасы нефти.
Следует отметить необходимость тщательного проведения ОЭ скважин,
так как только гидродинамические исследования скважип могут дать наи-
более достоверные сведения о параметрах пластов и флюидов.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
439
Весь этот процесс должен проводиться под контролем промыслового
геолога. После подсчета запасов нефти и утверждения его в ГКЗ России
начинается следующий этап - проектирование разработки, который завер-
шается составлением и утверждением в установленном порядке технологи-
ческой схемы разработки (TCP). На этом этапе основной задачей является
обоснование и утверждение рациональной системы разработки.
Этот эта! 1 является важнейшим, так как он закладывает фундамент после-
дующей разработки. Важное значение в этот период имеют вопросы обосно-
вания выделения оптимальных эксплуатационных объектов и оптимальных
сеток скважин, решение вопроса необходимости применения искусствен-
ного воздействия на залежь и оптимальных систем этого воздействия, ре-
жимов разработки залежей (оптимальных и минимально допустимых плас-
товых и забойных давлений), наиболее эффективных методов стимуляции
скважин, доразведки месторождения и комплекса работ по контролю и ре-
гулированию процессов разработки.
Однако на практике в большинстве случаев мы имеем дело со сложно-
построенными, многоэтажными, многопластовыми месторождениями с весь-
ма неоднородными и разнопараметровыми пластами. Проведение разведки
даже по всем принятым канонам зачастую не обеспечивает выявление осо-
бенностей и деталей геологического строения, а как раз они и являются ре-
шающими для рациональной разработки месторождений. Это можно выя-
вить только после полного разбуривания месторождения первоначальной
сеткой скважин.
Поэтому лучшим выходом является первоначальное составление пред-
варительной технологической схемы разработки. На нее следует возложить
задачи детальной разведки эксплуатационных объектов, разбуривания ба-
зисных (содержащих основные запасы) объектов первоначальной сеткой
скважин с применением систем воздействия на залежь с комплексом мер
по контролю и регулированию процессов разработки, проведения опытно-
промышленных работ (ОПР) неразбуриваемых объектов.
Особо следует подчеркнуть необходимость проведения ОПР по объектам
с трудноизвлекаемыми запасами. Этими работами следует определить наи-
более эффективные для данных геологических условий системы разработ-
ки и экономику эксплуатации. Это позволит определиться в технологиях и
сроках ввода таких объектов в эксплуатацию. Если нет эффективных техно-
логий для рентабельной разработки малоэффективных залежей, то целесо-
образно такие залежи в эксплуатацию не вводить, ограничиться ОПР по от-
работке достаточно эффективных методов освоения таких залежей (есте-
ственно, с применением новейших МУН) и только на oci юве их в дальнейшем
проектировать системы разработки. Проекты ОПР могут составляться и са-
мостоятельно, до составления TCP.
440
Раздел третий
После утверждения TCP начинается этап разбуривания месторождения
системой эксплуатационных скважин. На этом этапе производится бурение
основной сетки скважин. Основной целью здесь является управление про-
цессом обеспечения качественной и информативной проводки эксплуатаци-
онных скважин. Буровые предприятия должны обеспечить качественное
вскрытие продуктивных пластов и проводку скважин в соответствии с про-
ектом бурения с соблюдением требований дальнейшей эксплуатации, охра-
ны недр и окружающей среды. Данный контроль должен осуществляться
геологической службой бурового предприятия и промысловым геологом.
А управление этим процессом осуществляет главный геолог НГДУ
После разбуривания месторождения наступает этап промышленной раз-
работки. Управление на этом этапе осуществляется в двух направлениях:
собственно регулирование процесса разработки и управление анализом и
дальнейшим проектированием разработки месторождения.
Успех рациональной разработки нефтяных месторождений обуславлива-
ется, во-первых, научно обоснованным выбором системы разработки, во-
вторых, непрерывным контролем и оперативным регулированием процесса
разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом стро-
ении и изменении характера насыщенности пластов, получаемых при разбу-
ривании и эксплуатации залежей.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывае т, что проектиро-
вание и совершенствование систем разработки - процесс постоянный. Это
объясняется следующими причинами [245].
Во-первых, технологические схемы разработки нефтяных месторожде-
ний составляются поданным разведочного бурения и пробной эксплуатации
небольшого количества скважин, т.е. по весьма недостаточной информации
о залежи, ее размерах, величине запасов нефти, свойствах пластов.
Во-вторых, из-за сложности геологического строения месторождений
обычно при проектировании не удается учесть его детали. Поэтому в них
невозможно предусмотреть все особенности выработ ки пластов, процесс
обводнения залежи, характер стягивания контуров нефтеносности, коэффи-
циент нефтеотдачи и целый ряд других вопросов. Это в ряде случаев обус-
лавливает необходимость проектирования разработки для вовлечения в раз-
работку всех запасов месторождения.
В-третьих, в процессе разработки появляются новые проблемы (выделе-
ние слабопроницаемых пластов, глинистых коллекторов, пластов с подо-
швенной водой, взаимовлияние пластов), появляются новые техника (гори-
зонтальное бурение) и технологии (МУН, стимуляция скважин).
В-четвертых, в условиях рыночной экономики проекты разработки и дру-
гие технико-экономические документы должны пересматриваться и уточ-
няться через более короткие интервалы времени, чем это проводилось в про-
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
441
шлом. Кроме того, расчеты должны проводиться более детально, для от-
дельных пластов и участков, выделенных для самостоятельной разработки.
В-пятых, постоянно меняющаяся рыночная конъюнктура и система нало-
гообложения требуют более частого (в нынешних условиях России практи-
чески ежегодного) изменения показателей разработки (объемов бурения и
других мероприятий, а следовательно, и добычи нефти). Если ранее была
составлена предварительная технологическая схема, то после полного раз-
буривания основного объекта разработки (или месторождения) составляет-
ся технологическая схема разработки (начало второй стадии разработки).
Все это предполагает объективное изменение основных показателей раз-
работки. Поэтому, чтобы не плодить большое число проектных документов,
необходимо следующее.
Во-первых, в правилах разработки нефтяных месторождений четко обо-
значить, какие отклонения от проектных уровней добычи нефти считать до-
пустимыми. Исходя из опыта разработки, можно установить следующие до-
пустимые отклонения от проектных (в зависимости от НИЗ месторождений):
> 100 млн.т - 5%,
30-100 млн.т - 10%,
<30 млн.т - 15%.
Во-вторых, только для изменения уровней добычи нефти и объемов ос-
новных геолого-технических мероприятий (ГТМ) ежегодный пересчет про-
ектных показателей производить нецелесообразно. Достаточно обосновать
эти изменения (сверх установленных «Правилами разработки») в авторском
надзоре за внедрением проектных документов.
В-третьих, если по объективным причинам необходимы существенные
изменения в технологии разработки (изменение размещения и плотности сетки
скважин, систем воздействия), то необходимо составлять дополнения к тех-
нологическим схемам разработки. Этот документ, как и работа по авторско-
му надзору, должен утверждаться органами, утвердившими проектный до-
кумент. Дополнения к TCP должны составляться на основе анализа разра-
ботки объекта.
После полного разбуривания месторождения и освоения системы воз-
действия на пласт необходимо провести детальный анализ разработки, на
основе которого составить проект разработки месторождения. Обычно он
составляется в конце второй - начале третьей стадии разработки.
В этом документе на основе проведенного анализа обосновываются ме-
роприятия по совершенствованию системы разработки, обеспечивающие
ввод в активную разработку всех принятых на баланс запасов нефти, конеч-
ное уплотт гение сетки скважин, мероприятия по дальнейшему развитию зап-
роектированной системы воздействия на пласт, внедрению наиболее эффек-
тивных для данных геологических условий МУН, контролю и регулирова-
нию процессов разработки с целью снижения добычи попутной воды и
442
Раздел третий
увеличения отбора нефти. Этот документ должен действовать до конца тре-
тьей стадии разработки.
При существенном объективном отклонении фактических показателей
разработки от проектных производится анализ разработки, на основе кото-
рого составляется дополнение к принятому проекту разработки.
Анализ разработки эксплуат ируемых месторождений показывает, что по
времени наиболее длительным периодом является четвертая, так называемая
«завершающая» стадия разработки. Она занимает 65—80% всего периода
разработки месторождения. Поэтому считать, как это принято, эту стадию
малозначительной с небольшими уровнями медленно и постоянно падаю-
щей добычи нефти, очевидно, неверно. В зависимости от объема проводи-
мых ГТМ и их эффективности в этом периоде на фоне общего падения будут
свои периоды стабилизации и даже роста добычи нефти. Основной причи-
ной изменения кривой падения добычи нефти в этом периоде будет широкое
внедрение МУН третьего и более высоких поколений на высокопродуктив-
ных участках и специальных МУН, созданных для выработки трудноизвле-
каемых запасов нефти (ТЗН), комплексировапие МУН с технологиями го-
ризонтального бурения (РГС, МЗС, БГС) и применения новых методов ре-
гулирования разработки. Все это может привести к существенному
увеличению извлекаемых запасов нефти. Поэтому для этой стадии необхо-
димо составить специальный проект разработки месторождения на стадии
высокого обводнения. В дальнейшем к этому проекту при необходимости
можно будет составлять дополнения (при существенном увеличении запа-
сов за счет МУН и изменении кривой добычи нефти). При еще более значи-
тельном увеличении (сверх данного проекта более чем в 1,25 раза) возника-
ет необходимость составления т ювого проекта разработки на стадии высоко-
го обводнения.
В этих документах основным направлением должно быть обоснование
новейших МУН для данных геолого-физических условий и стадий разра-
ботки, а также методов управления разработкой.
Для уникальных многоэтажных, сложпопостроенпых месторождений,
особенно если эксплуатационные объекты разбиты на площади самостоя-
тельной разработки, возникает необходимость составления генеральных схем
разработки. Основной задачей этого документа является обоснование выде-
ления и принципов разработки эксплуатационных объектов, формулирова-
ние принципов разработки на разные периоды эксплуатации, распределение
объемов бурения и других ГТМ по площадям самостоятельной разработки,
определение уровней добычи нефти по объектам и площадям. Так, по Ро-
машкинскому месторождению были составлены 4 Генеральные схемы раз-
работки только по основному эксплуатационному объекту — горизонтам ДД.
Четвертая Генсхема разработки горизонтов ДД формулирует принципы
рациональной разработки на дальнейший, водный период эксплуатации это-
Проектирование и оценка гехпико-экономической эффективности
443
го основного объекта. Кроме того, эта работа будет определять принципы
разработки и других эксплуатационных объектов: регионально нефтенос-
ных отложений бобриковского горизонта, верхнетурнейского подъяруса
нижнего карбона, верей-башкирских отложений среднего карбона.
Наконец, в одном документе будет представлена разработка всех нефте-
носных горизонтов девона и карбона. Это необходимо было сделать с само-
го начала разработки месторождения. Но этому помешала сложная история
изучения геологического строения месторождения и необходимость отра-
ботки современных систем разработки с применением внутриконтурного
заводнения.
Проектирование системы разработки всех нефтеносных горизонтов раз-
реза в одном документе необходимо в целях улучшения использования фон-
да скважин (возвратные объекты, совместно-раздельная эксплуатация), ис-
следования взаимовлияния пластов в процессе разработки с нагнетанием
воды, оптимизации решения вопросов охраны недр и природных ресурсов.
При проектировании рациональных систем разработки нужно знать, что
под этим подразумевается. На начальном этапе проектирования ведущие
специалисты отрасли (А.П. Крылов и др.) применили методику экономичес-
кого обоснования проектов разработки нефтяных месторождений, согласно
которой рациональной считается система разработки, обеспечивающая за-
данную добычу нефти на месторождении при минимальных затратах и при
возможно более полном использовании запасов нефти. Как показал опыт
разработки месторождения, применение этой методики не обеспечило вы-
бора оптимальной плотности сетки скважин и оптимальных темпов разра-
ботки месторождения [26,28,30,246-250].
Затем, в 1986 году, Центральной комиссией по разработке нефтяных ме-
сторождений (ЦКР) был сформулирован другой критерий рациональности,
который заключался в обеспечении потребностей народного хозяйства в не-
фти при возможно меньших народнохозяйственных издержках и более пол-
ном извлечении нефти из недр. Этот критерий рациональности более прием-
лем, но также имеет ряд недостатков и может применяться только в услови-
ях командно-административной экономики.
Нам представляется, что в условиях рыночной экономики критерием
рациональности выбора систем разработки может служить получение мак-
симума прибыли при приемлемых сроках окупаемости затрат, достижении
утвержденной нефтеотдачи, соблюдении правил охраны недр и окружаю-
щей среды. Здесь отсутствуют такие понятия, как заданная добыча нефти,
минимум затрат, замыкающие затраты, и появляется такое основное рыноч-
ное понятие, как максимум прибыли. Кроме того, появляются такие поня-
тия, как чистая прибыль, поток наличности, рентабельность и окупаемость
проекта.
444
Раздел третий
При применении рыночных критериев существует опасность выбора бо-
лее плотных (чем оптимальные) сеток скважин. Но поскольку это обеспе-
чивает достижение максимальной нефтеотдачи, государственным интере-
сам ущерб не наносится. Если же в погоне за прибылью может быть выб-
ран вариант с меньшей нефтеотдачей, то здесь должно сработать второе
условие - достижение утвержденной нефтеотдачи. Выполнение этого усло-
вия должно контролироваться государством в лице органов, выдающих ли-
цензию на разработку месторождения.
Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение
правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных,
производственных и экономических особенностей района, экономное ис-
пользование природной энергии залежей, применение при необходимости
методов искусственного воздействия на пласт.
По малоэффективным месторождениям особое внимание уделялось фор-
мулировке принципов подготовки к промышленному освоению, выделению
эксплуатационных объектов, размещению и плотности сеток скважин, со-
зданию методики разбуривания, обоснованию целесообразности и примене-
ния активных систем воздействия, применению МУН и доразведки.
Проектировщики должны руководствоваться принципами рационально-
сти разработки месторождений. Несмотря на то, что ряд вопросов рацио-
нальной разработки продолжает оставаться дискуссионным, все же есть
общепринятые принципы. Основные из них можно было бы сформулиро-
вать в виде следующих положений.
1. Разработку многоэтажных, многопластовых месторождений необхо-
димо проводить при непрерывном пополнении запасов нефти за счет раз-
ведки и доразведки выявленных нефтеносных горизонтов, поисков и раз-
ведки пропущенных горизонтов и пластов, переоценки запасов и повыше-
ния нефтеизвлечения.
2. При проектировании разработки крупных и средних нефтяных место-
рождений обеспечивать оптимальную динамику добычи нефти, предусмат-
ривающую ускоренный выход на максимальный уровень добычи нефти,
создание условий для замедления темпов падения добычи нефти в третьей
стадии разработки и рационального использования созданных мощностей
по добыче и инфраструктуры.
3. Учитывать, что первоочередной ввод в разработку наиболее крупных
и высокопродуктивных месторождений обеспечивает высокие темпы и уров-
ни добычи нефти, эффективность капитальных вложений с начала эксплуа-
тации при минимуме затрат в обустройство региона, сокращает объемы всех
видов затрат на единицу добываемой нефти.
4. При выделении эксплуатационных объек гов руководствоваться крите-
риями, изложенными в разделе 3.2 настоящей работы. При объединении в
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
445
один объект разработки нескольких 1:роду kthbi 1ых пластов необходимо учиты-
вать, что норматт г г:.:”'' г~: г"' ~ о-наиболее проницаемый,
другие участвуют в фильтрации слабо, либо не участвуют
на месторождениях лучше предусматривать либо однопластовые объекты
разработки, либо многопластовые с дифференцированным воздействием па
разные пласты. Размеры выделяемых эксплуатационных объектов в комп-
лексе с первоначальным размещением и плотностью сетки скважин долж-
ны обеспечить охват заводнением на второй стадии разработки (после пол-
ного освоения системы заводнения) не менее 80-85% начальных запасов
нефти объекта разработки.
При невыполнении изложенных условий и выборе чрезмерно крупных
объектов потери в текущей добыче MOiyr составить до 50% и в конечной
нефтеотдаче до 20-30 пунктов.
В последнее время появились отдельные высказывания о якобы большой
эффективности выделения крупных объектов разработки в рыночных усло-
виях [251 ]. Но это противоречит всему накопленному опыту разработки ме-
сторождений Волго-Уральской провинции и Западной Сибири.
5. При выборе оптимального размещения и плотности сеток скважин
следует руководствоваться следующими проверенными многолетней прак-
тикой разработки нефтяных месторождений положениями [252—260].
1) Плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на произ-
водительность и технико-экономические показатели разработки залежей: при
сохранении интенсивности воздействия на залежь темны добычи нефти в
общем случае прямо пропорциональны числу пробуренных на залежи сква-
жин, а по трудноизвлекаемым запасам оптимизация плотности сеток сква-
жин приводит к еще большему (непропорционально числу дополнительных
скважин) повышению темпов разработки.
2) Плотность сетки скважин оказывает на нефтеотдачу тем большее вли-
яние, чем хуже реологические свойства насыщающих их флюидов.
3) Эксплуатационные объекты, представленные неоднородными расчле-
ненными пластами, эффективно по всей площади нефтеносности разбури-
вать первоначально равномерной сеткой скважин.
4) Конечная плотность сетки скважин определяется особенностями гео-
логического ст роения объекта - целесообразнее применять более плотные
сетки скважин на площадях с большой расчлененностью объекта и с боль-
шей долей запасов нефти в слабопроницаемых коллекторах и ВНЗ, а при
прочих равных условиях в зависимости от концентрации запасов нефти.
5) Обязательным условием достижения высокой нефтеотдачи является двух-
стадийное разбуривание выделенных эксплуатационных объектов в первых
трех стадиях разработки. Основным условием успешного осуществления
двухстадийного разбуривания является выбор оптимальной начальной и ко-
г
446 Раздел третий
—
нечной плотности сетки скважин, который следует проводить на основании
обобщения опыта разработки аналогичных с проектируемым по геологичес-
кому строению месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.
6) Начальное размещение и плотность сетки скважин являются оптималь-
ными, если они в комплексе с системой заводнения обеспечивают ввод в
активную разработку основных запасов (не менее 80-85% эксплуатацион-
ного объекта).
7) Конечная плотность сетки скважин оптимальна, если она обеспечивает
ввод в разработку всех запасов эксплуатационного объекта и достижение
высокой (экономически допустимой) нефтеотдачи.
Критериями при обосновании плотности сетки скважин являются геоло-
го-физические характеристики объекта, позволяющие обеспечить процесс
вытеснения нефти достаточно высокими темпами (не менее 4—6 % от началь-
ных извлекаемых запасов) при благоприятных экономических показателях
(рентабельность не менее 15%, срок окупаемости затрат не более 5-6 лет).
Это для разбуривания начальной сеткой скважин. Конечное уплотнение сет-
ки скважин должно обеспечить утвержденную в установленном порядке
нефтеотдачу. Первое, что надо сделать в процессе проектирования разработ-
ки месторождения, - это выбрать такую систему разработки, чтобы она обес-
печила достаточные уровни добычи нефти для достижения приемлемых сро-
ков окупаемости затрат (не более 5-6 лет) на освоение месторождения, мак-
симум прибыли во второй стадии разработки, в дальнейшем создавало
благоприятные условия для непрерывного совершенствования процессов
выработки запасов в целях достижения максимальной экономически допу-
стимой нефтеотдачи.
6. При выборе систем воздействия на пласт вначале необходимо иссле-
довать возможность эксплуатации залежей на активных природных режи-
мах. Если это невозможно по геологическим условиям, рассмотреть воз-
можность применения современных методов заводнения. Накопленный в
Татарстане опыт позволяет существенно расширить области применения за-
воднения, чем это ранее было признано ЦКР [30,261].
Объекты с вязкостью нефти до 60 мПас могут разрабатываться с закач-
кой необработанной пресной (лучше пластовой или сточной) водой, залежи
с вязкостью от 60 до 500 мПа с (а возможно, и более) - закачкой обрабо-
танной химреагентами водой (в основном загустители — полимеры, эфиры
целлюлозы, полимер-дисперсные системы, гелеобразующие композиции).
Основное условие - достаточно проницаемые коллекторы, в которые мож-
но закачать воду при нестационарном заводнении.
Слабопроницаемые коллекторы в большинстве случаев удается освоить
с применением заводнения облагороженной или пластовой водой разраба-
тываемого объекта.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
447
Существенно расширяются возможности заводнения малопроницаемых
пластов с применением гидравлического разрыва пласта, либо технологий
горизонтального бурения.
При невозможности применения методов заводнения по причине чрез-
мерной вязкости нефти в благоприятных условиях можно внедрять тепло-
вые МУН с самого начала разработки месторождения, хотя их можно вне-
дрять на поздней стадии разработки именно в качестве третичных (после
применения методов заводнения).
7. При разработке высокопродуктивных объектов (участков залежи) [30]
предпочтительнее применять линейное заводнение как метод, позволяющий
лучше контролировать и регулировать выработку пластов, тем самым со-
здавая условия для увеличения нефтеизвлечения.
В ряде случаев лучше применять площадные системы заводнения, а именно:
- при разработке мелких месторождений с трудноизвлекаемыми запаса-
ми нефти;
- при разработке залежей с зонально неоднородными слабопроницаемы-
ми и глинистыми коллекторами;
- при разработке отдельных линзовидпыхтел на крупных месторождениях;
- при применении тепловых МУП;
- в исключительно неоднородных трещинных, порово-трещинных, тре-
щинно-порово-кавернозных карбонатных коллекторах.
8. Применение с начала разработки интенсивных систем впутриконтур-
ного воздействия путем разрезания залежи вкрест простирания структур
рядами нагнетательных скважин на линейные или замкнутые блоки само-
стоятельной разработки с размещением в них 3-5 рядов добывающих сква-
жин. На низкопроницаемых залежах проектируются обращенные площад-
ные семи- и девятиточечные системы размещения скважин, которые обес-
печивают устойчивую добычу нефти высокими темпами с эффективным
использованием всего пробуренного фонда скважин, исключают консерва-
цию запасов в блоках, сокращают площадь обустраиваемой территории,
уменьшают риск неправильного заложения нагнетательных рядов на недо-
статочно разведанном месторождении.
9. Заводнение залежей разного строения практически с начала разработ-
ки (ввод нагнетательных скважин отстает на 1-2 года) позволяет поддержи-
вать во времени высокие темпы отбора нефти, используя при этом большую
часть естественной пластовой энергии.
10. Отработка в линейных и замкнутых системах половины фонда нагне-
тательных скважин на нефть исключает ее потери на линиях нагнета) шя.
11. Огромное значение для рациональной разработки имеют режимы эк-
сплуатации залежей. К сожалению, этому вопросу при проектировании раз-
работки не уделяется должного внимания. А от режима эксплуатации зале-
448
Раздел третий
жей во многом зависят текущие уровни добычи нефти и конечная нефтеот-
дача [239,262-265J.
Специальные исследования, проведенные на Ромашкинском месторож-
дении, показали, что нефтяные залежи целесообразно эксплуатировать при
давлениях, близких к первоначальному пластовому. При этом пластовое
давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в усло-
виях заводнения, признано целесообразным поддерживать на 10-20% выше
начального пластового.
Поддержание при эксплуатации пластового давления i (римерно на уров! ie
начального максимизирует дренируемый объем залежи, поскольку препят-
ствует выводу из фильтрации части продуктивных отложений из-за смыкания
пор при понижении пластового давления ниже начального и образованию рас-
слоений (трещин) при превышении начального пластового давления.
Эти значения пластовых давлений можно считать оптимальными и разра-
ботку залежей вести при оптимальных пластовых давлениях. Но этого недо-
статочно. Нужно эксплуатировать добывающие скважины также при опти-
мальных давлениях на забоях скважин.
Оптимальные значения забойных давлений также в большинстве случаев
близки к давлению насыщения, или па 15-20% ниже его. Надо учитывать
установленное многочисленными исследованиями положение, что давле-
ние насыщения нефти газом, как правило, на 15-35% ниже давления насы-
щения, определяемого в бомбе PVT.
Исследованиями установлено существование минимально допустимых
значений пластовых и забойных давлений, ниже которых в породах проис-
ходят необратимые (а иногда и обратимые) деформации, снижающие прони-
цаемость пластов и продуктивность скважин.
Разработка месторождений при рациональных давлениях - основа раци-
ональной эксплуатации, а снижение давлений ниже допустимых наруше-
ние условий рационального недропользования. Эти значения пластовых и
забойных давлений следует определять гидродинамическими исследовани-
ями для каждого эксплуатационного объекта (залежи).
12. При проектировании разработки месторождений рационально пост е-
пенное (во времени) наращивание темпов выработки запасов за счет увели-
чения перепада давления между забоями нагнетательных и добывающих
скважин, уменьшения расстояний между ними и увеличения соотношения
нагнетательных скважин кдобывающим. Это улучшает условия вытеснения
нефти в период высокой обводненности объектов.
13. При проектировании разработки необходим дифференцированный
подход к высокопродуктивным и малоэффективным месторождениям, со-
держащим в основном -грудноизвлекаемые запасы нефти. Последние требу-
ют применения новых технологий уже с самого начала освоения месторож-
дения, так как без этих методов вовлечь запасы в активную разработку обычно
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
449
не удается. Но во всех случаях необходимо приоритетное освоение место-
рождения с применением гидродинамических методов в комплексе с мето-
дами ОПЗ. При невозможности - предусмотреть применение современных
третичных МУН.
Высокопродуктивные объекты следует осваивать с применением гидро-
динамических методов. Третичные МУН следует широко применять в конце
второй - начале третьей стадии разработки, когда на участке воздействия
уже сформировалась внутрипластовая динамика потоков нагнетаемой воды,
когда определятся направления обводнения залежи и скважин. Поскольку
имеющийся арсенал МУН в основном работает на увеличение коэффициен-
та охвата, то эти методы эффективно применять многократно при обводне-
нии скважин за счет прорыва воды по отдельным высокопроницаемым про-
пласткам. А в начальной стадии разработки применять методы стимуляции
скважин, восстанавливающие или увеличивающие добычу нефти, но не
обязательно дающие повышение нефтеизвлечения.
14. Роль и значение МУН зависят от стадии разработки месторождения.
Если в первой и второй стадиях разработки МУН не играет решающей роли
в системе разработ ки высокопродуктивных объектов, то в поздней стадии
внедрение МУН является основным элементом разработки, позволяющим
обеспечить оптимальную динамику добычи нефти, рентабельную разработ-
ку месторождения при высокой обводненности продукции и повышение
нефтеизвлечения [245,266].
Поэтому подход к применению МУН в поздней стадии имеет особеннос-
ти, заключающиеся:
- в массированное™ и адресности применения, охватывающей все на-
гнетательные и добывающие скважины объектов, подходящих по геолого-
физическим условиям к применению тех или иных МУН;
- во внедрении МУН по вышеописанной системной технологии с обяза-
тельной регулярностью (не реже одного раза в 1,5 -2,5 года в зависимости
от мощности применяемого МУН);
- в обязательной закачке в пласт необходимого расчетного объема реа-
гентов при цикличности закачки растворов в нагнетательные скважины с
постепенным увеличением объемов оторочек, комнлексировапием и перио-
дической сменой закачиваемых составов, т.е. созданием нестационарных
условий воздействия;
- объемы закачанных реагентов в скважины должны быть достаточны
для воздействия на весь объем залежи (блока, участка);
- в повышении нефтевытесняющей способности закачиваемых раство-
ров во времени;
- в непрерывном совершенствовании геолого-физических критериев
эффективного применения МУП с целью повышения качества подбора тех-
нологий для конкретных условий участков залежей;
450
Раздел третий
— совершенствовании применяемых и создании новых технологий с уче-
том техногенного изменения геолого-физических характеристик объектов в
процессе разработки;
— во внедрении МУН в соответствии со специальными проектами, со-
ставленными на основе моделирования процессов воздействия на геолого-
гидродинамических моделях.
Если во второй и отчасти третьей стадии разработки выполнение изло-
женных условий не обязательно (так как здесь МУН еще не стали обяза-
тельным и решающим элементом системы разработки), то в поздней стадии
необходимо жестко требовать выполнения вышеизложенных условий.
15. Увеличение мощности применяемых МУН должно обеспечиваться за
счет широкого комплексирования различных технологий (физических с
физико-химическими, волновых с тепловыми и газовыми, физических с
микробиологическими и т.д.).
16. Совершенствование разработки длительно разрабатываемых нефтя-
ных месторождений должно производиться с непременным учетом техно-
генных изменений в процессе длительной эксплуатации.
При проектировании систем разработки этих месторождений на поздней
стадии дальнейшая эксплуатация их может оказаться нерентабельной, а ут-
вержденные запасы при этом не будут извлечены. В этом случае необходимо
рассчитать дополнительные варианты с применением различных льгот (сни-
жение или полная отмена НДПИ и (или) экспортных пошлин). При этом
продление добычи нефти будет выгодно для государства (увеличатся извле-
каемые запасы и будут налоговые поступления) и для НК. Пример подобно-
го расчета показан для Ромашкинского месторождения в таблице 11.1.
17. При проектировании разработки малоэффективных месторождений
необходимо с самого начала применить новые технологии, повышающие
темпы разработки и обеспечивающие на этой основе рентабельную разра-
ботку (рис. 11.2). Это существенно улучшает экономические показатели раз-
работки. Если и в данном случае не удается достичь приемлемых экономи-
ческих показателей, то следует рассчитать варианты льготного налогообло-
жения (табл. 11.2). Все эти меры позволят ввести в рентабельную разработку
практически все открытые месторождения с ТЗН.
Обычно при проектировании производится обобщение опыта разработки
месторождений данного региона или аналогичных месторождений сосед-
них регионов. На основе этого обобщения проектируются оптимальные си-
стемы разработки новых месторождений. Это способствует повышению
эффективности закладываемых в проектные документы технологических
решений.
Главным для повышения качества составления проектов разработки мес-
торождений является подготовка реальной геологической основы (чтобы дать
объективное, а не надуманное представление о геологическом строении ме-
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
451
С
S-
Основные технико-экономические показатели
Ромашкинское .месторождение
: 50% ПОТОК наличности дисконт 10711038 9620512 9140388 8932231 8399440 7771466 7166108 гл лглле O44O/УЭ 5798938 5235286 4742585 4235888 3791153 3547196 3110323 *\Г*1Г\С\Г(\ 2363623 1986444 1 ГПГОС1 IO/UOJ1 1404395 108760618 46803609 79222202 98649346
)02 г. 2 - вариат ;зных ископаемых рентабельность (приб.от реализ./с-с) 104 оо О\ 86 80 71 65 60 OZ 63 62 61 60 59 ОО МП МП Г см Г) МП МП ц 50 64 87 74 69
К в условиях 2( на добычу поле налоги всего, тыс. руб. 14341026 14148648 13873287 13029387 12704960 12604039 12413832 1пгллппо 1XJUUXXO 12549138 12484500 12412087 12308903 12192898 11976125 11651205 1izj/э4о 10734559 10282628 ПП1 1 А О Г УУ11400 9587483 242943764 68097308 130649045 191190263
н Налог добыча нефти, тыс. т 14550 14611 14735 14852 14969 15063 15093 1 С 1 1 о 1J1 1О 15115 15089 15049 14989 14911 ОО см 14451 1 А 1 ПС 14 IvJ 13655 13193 1 1 X. / оо 12421 289485 73717 149196 223325
НТ X 100% поток наличности дисконт 8033935 7176604 6899794 7263963 6870868 6373142 5892300 ГООГОПА JXOOO^U 4744667 4278506 3875103 3450432 3080816 2909341 | 2541355 о 1 по 1 / J Lur. 1919320 1596210 1 тим 4 1100759 86802125 36245163 62820668 78677716
2002 г. 1 - вариа [езных ископаемы рентабельность (приб.от реализ./с-с) МП О 61 61 53 49 44 АГ ‘to 47 46 45 45 44 5 42 > ОО СП г 37 47 64 54 51
К в условиях на добычу пол налоги всего, тыс. руб. 17018129 | 16836947 | 16584405 15249852 14942943 14856055 14670460 1лчглссс /UUJJJ 14809061 14740538 14662110 14549899 14422238 14178173 V С О L 098П8Е1 1JJ4UZ.JO 12776120 12255055 11O4Q144 11444488 287738318 80632276 154468944 226093226
н Налог: добыча нефти, тыс. т 14550 14611 14735 14852 14969 15063 15093 1 1 О 1JU0 15115 15089 15049 14989 14911 14728 | 14451 1 Л 1 ПС 14 1UJ 13655 13193 1 O4Q< , , мп чо мп ° S 3 в 2 я < § £ в 5 я см < см
Годы 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008 ААЛА h О —< CM m тг ' —1 — ' ЭООООО M CM CM CM CM CM 2015 -4U 1 / 2018 2019 4 ПОП 2021 Итого За 5 лет За 10 лет За 15 лет
452
Раздел третий
сторождения) и идеология проектировщиков в части выбора систем разра-
ботки, являющихся оптимальными для данных, конкретных геологических
условий. При этом, очевидно, нельзя все мероприятия оправдывать требо-
ваниями рыночных отношений. Так, ряд проектировщиков оправдывают
рыночными условиями проектирование чрезмерно крупных эксплуатацион-
ных объектов, редких сеток скважин, медленного разбуривания проектного
фонда скважин и ввода объектов ППД, игнорируют оптимальные и мини-
мально допустимые давления при разработке месторождений и обосновы-
вают остановку так называемых нерентабельных (убыточных) малодебит-
ных скважин. Последнее получило широкое развитие в рыночные годы, когда
НК останавливают в массовом порядке такие скважины. А их нельзя отде-
лять от объекта разработки в целом, так как здесь действует система разра-
ботки и каждая скважина в ней играет свою, определенную ей роль. Тем
более современные методы регулирования разработки часто меняют обвод-
ненность скважин (уменьшая ее и увеличивая дебит нефти) [269,270]. По-
этому остановку высокообводненных скважин следует производить по тех-
нологическим (а не экономическим) причинам, т.е. при достижении пре-
дельной обводненности высокопродуктивных скважин (в общем случае
99,5%) и дебите менее 0,5 т/сут нефти для малообводненных, низкодебит-
ных скважин.
Таблица 11.2
Экономическая эффективность применения комплексной системы разработки
трудноизвлекаемых запасов нефти (Аксубаево-Мокшинский участок)
Показатели Варианты разработки
с применением традиционных технологий с применением комплексной системы разработки ТЗН
Дне Дне Закон РТ
1.Балансовая прибыль, тыс.руб. 170853 545755 652005
2.Чистая прибыль (дисконт.), тыс.руб. 57890 251574 313007
3. Рентабельность, % 12 27 33
4. Поток наличности (дисконт.), тыс.руб. -63770 181497 255596
5. Окупаемость, лет 15 5 4
Примечание-. ДНС—при действующей налоговой системе; Закон РТ - в соответствии
с Законом Республики Татарстан «О статусе одобренного инвестиционного проекта с
участием иностранного инвестора».
Несомненно, рыночные условия хозяйствования влияют на проектные ре-
шения. Но я бы не назвал это влияние решающим.
Во-первых, рыночные отношения более сильное влияние оказывают на
малые нефтяные компании, не обладающие значительными средствами и
сильнее зависящими от рыночной конъюнктуры. В этом случае более вы-
годным может оказаться быстрое разбуривание и ввод в разработку высо-
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
453
непродуктивных объектов и частей залежи для накопления средств в целях
дальнейшего инвестирования.
Во-вторых, экономику нельзя считать, только опираясь на текущие миро-
вые цены (не говоря уже о внутрироссийских ценах, полностью зависящих
от воли руководства ряда крупных компаний и всяких конъюнктурных дей-
ствий властей), так как они подвержены частым колебаниям. Если принять
за критерий текущие мировые цены (как это принято в некоторых западных
странах), то коэффициенты нефтеизвлечения придется подсчитывать и пере-
считывать ежегодно или даже по несколько раз в год. Это абсурд. Как про-
гнозирует профессор В.Н. Щелкачев (а он по большому счету не ошибает-
ся), мировые цены на нефть будут только расти. Хотя на этом фоне могут
быть непродолжительные периоды снижения цен [242,243]. Определение
цен для расчета коэффициента нефтеизвлечения необходимо производить на
основе предшествующего анализа и прогнозирования роста мировых цен
на нефть на первые 20 лет проектирования разработки. Кроме того, для ма-
лоэффективных месторождений надо рассчитывать различные варианты на-
логового льготирования и стимулирования.
В-третьих, при расчете экономики разработки следует больше обращать
внимания на более длительный период освоения месторождения (10-15 лет),
а не на получение сиюминутной выгоды. В этом случае месторождение дли-
тельное время будет служить как инвестору, так и государству. Следует по-
мнить, что испорченное в результате неконтролируемой разработки место-
рождение очень трудно (а порой и невозможно) реабилитировать. Положи-
тельного опыта в этом пока в отрасли нет.
При грамотном подходе проектировщиков к составлению проектов раз-
работки можно было бы считать правильной сложившуюся практику ис-
пользования различных методов проектирования разными институтами в
разных регионах. Это хорошо, так как местные ученые оказываются более
адаптированными к местным геологическим условиям и традициям разра-
ботки. Роль самой методики при соблюдении данных условий становится
меньшей. Но тем не менее и здесь следует сделать существенную оговорку.
Методика проектирования должна постоянно совершенствоваться с учетом
адаптации ее к изменившимся условиям разработки месторождений.
Особую сложность представляет прогнозирование показателей разработки
на поздней стадии. Здесь необходимо учитывать техногенные изменения па-
раметров пластов по причине деформаций коллекторов из-за эксплуатации
месторождения при низких пластовых и забойных давлениях, а также выпа-
дения в пористой среде парафина (а в призабойной зоне скважин асфальто-
смоло-парафиновых отложений АСПО) вследствие охлаждения пластов при
закачке холодной воды, ухудшение свойств пластовой нефти (утяжеление,
454
Раздел третий
осернение, биодеградация, окисление, повышение вязкости и температуры
насыщения парафина) в процессе длительной разработки [216-219,263—265].
Также нужно учитывать (вносить поправки в методику проектирования)
увеличение извлекаемых запасов и текущей добычи за счет массированно-
го применения МУН на стадии высокого обводнения объектов разработки.
В этом существенную помощь может оказать построение постоянно дей-
ствующих моделей (ПДМ) нефтяных месторождений [267,268].
Большое значение для совершенствования разработки нефтяных место-
рождений и повышения нефтеотдачи имеют специальные работы по анализу
состояния разработки, которые должны периодически выполняться специа-
лизированными организациями. В них основное внимание уделяется состо-
янию охвата эксплуатационных объектов заводнением в начальных стадиях
и определению места и условий нахождения остаточных (вырабатываемых и
невовлеченных) запасов нефти в поздней стадии разработки. Определяется
эффективность современных методов воздействия на пласт и увеличения
нефтеотдачи, а также всех применяемых ГТМ. Дается анализ применяемых
методов контроля и регулирования процессов разработки. Оценивается воз-
можная нефтеотдача при применяемой системе разработки. Особое внима-
ние уделяется повышению эффективности использования пробуренного фонда
скважин. При этом необходимо исходить из обязательного использования
для эксплуатации максимального числа пробуренных на залежи скважин,
необходимых для рациональной разработки, не допуская остановки так на-
зываемых экономически «нерентабельных» (убыточных) или даже «низко-
рентабельных» скважин.
В общем случае можно останавливать по технологическим причинам вы-
сокообводненные (на 95% и выше) и низкодебитные (с дебитом нефти менее
0,5 т/сут) малообводненные скважины. Остальные скважины должны нахо-
диться в постоянной или периодической (для целенаправленного создания
нестационарной системы разработки) работе. Все это должно определяться
геологами на основе анализа состояния выработки запасов, т.е. технологи-
ческими причинами. Такой же подход должен быть применен и к отключе-
нию из разработки отдельных обводнившихся пластов многопластового
объекта разработки. Нужно выдерживать принцип: мы разрабатываем за-
лежь (блок, участок), а не скважину. Последнюю мы используем как инст-
румент для рационального ведения процесса разработки.
Более сложной является задача дальнейшего использования отработан-
ных скважин. Анализ должен показать отсутствие необходимости дальней-
шего использования обводнившихся или малодебитных скважин для эксп-
луатации основного объекта разработки с учетом возможности применения
МУН третьего поколения и нестационарной разработки залежи. Только пос-
ле этого решается вопрос возврата скважины для эксплуатации возвратных
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
455
объектов (там, где они есть), либо ее ликвидации (когда нет возвратных объек-
тов). Длительный опыт разработки нефтяных месторождений Татарстана,
когда были ликвидированы сотни обводнившихся до предельного уровня
скважин или отключены из разработки высообводпепные пласты, показал,
что приходилось вновь разбуривать залитые цементом пласты, реликвиди-
ровать или бурить новые скважины на заводненных участках.
Только выполнение квалифицированного анализа разработки позволит
наметить меры по повышению охвата залежи заводнением, увеличению КИН,
эффективному использованию скважин и повышению технико-экономичес-
ких показателей разработки.
Для повышения эффективности систем воздействия на пласты и целе-
направленного проектирования разработки нефтяных месторождений необ-
ходимо составление долгосрочных (на 15-20 лет) программ применения
методов воздействия на пласты месторождений НК, регионов. В этой про-
грамме нужно оценить объем запасов нефти, подлежащих охвату методами
ОПЗ и МУН, потенциал увеличения нефтеотдачи, выявить приоритетные
направления и определить набор применяемых технологий, обосновать оп-
тимальные объемы применения методов и рассчитать дополнительную добы-
чу нефти за счет МУН и ОПЗ раздельно (схема составления программы -
рис. 11.3). Это поможет целенаправленно проектировать применение МУН
на месторождениях.
11.2. Составление технологических схем разработки
нефтяных месторождений с применением МУН
Применение МУН на нефтяных месторождениях осуществляется:
- в соответствии с обычными технологическими схемами разработки, в
которых в обязательном порядке рассчитывается вариант с МУН;
— по технологическим схемам разработки месторождений, эксплуатация
которых традиционными методами заводнения невозможна по причине не-
соответствия геологических условий критериям применимости последних,
либо без применения МУН нерентабельна;
- па разрабатываемых с применением заводнения месторождениях для
повышения эффективности заводнения может составляться технологичес-
кая схема опытно-промышленных работ с целью испытания и дальнейшего
тиражирования новых технологий;
- наразрабатываемых без применения заводнения месторождениях-тех-
схема проведения ОПР с дальнейшим расширением на все месторождения;
- на длительно разрабатываемых с заводнением месторождениях может
составляться технологическая схема применения каких-либо МУН на все
месторождения или отдельные его участки (если их внедрение основным
проектом разработки не предусматривалось).
456
Раздел третий
Рис. 11.3. Программа воздействия на пласты с целью увеличения нефтеотдачи
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
457
11.2.1. Расчет варианта разработки с применением МУН
при составлении технологической схемы (проекта) разработки
нефтяного месторождения с применением заводнения
При составлении первой или последующих технологических схем (про-
ектов) разработки с применением заводнения в настоящее время обязатель-
но рассчитывается вариант с применением МУН. Эта техсхема утверждает-
ся в установленном порядке, после чего реализуется нефтяной компанией.
Пример расчета варианта с применением МУН по Урмышлинскому ме-
сторождению показан в таблице 11.3.
Таблица 11.3
Сопоставление технологических показателей вариантов разработки
Урмышлинского нефтяного месторождения
Наименование Варианты
I П III
Режим разработки Заводнение
Проектный уровень добычи нефти, тыс. т 139,5 184,8 212,8
Темп отбора при проектном уровне (от утвержденных НИЗ), % 1,93 2,56 2,94
Год выхода на проектный уровень 2004 2015 2015
Проектный уровень добычи жидкости, тыс. т 301,6 450 457,8
Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт. 167 271 271
Фонд скважин для бурения, всего, шт. 0 104 104
Конечный коэффициент извлечения нефти, ДОЛИ ед 0,11 0,298 0,309
Средняя обводненность к концу разработки 98,7 98 98
Другие характерные показатели ДОП. бурение доп.бурение + +МУН
11.2.2. Проектирование разработки месторождений
с трудноизвлекаемыми запасами
Пример такого проектирования покажем по Степноозерскому месторож-
дению.
Степноозерское нефтяное месторожден ие
Расположено на юге Республики Татарстан, открыто в 1967г. Здесь в
отложениях нижнего и среднего карбона выявлено 80 залежей нефти.
Залежи нефти турнейского яруса
Нефтеносность в отложениях турнейского яруса связана с толщей карбо-
натных пород, пористо-проницаемые интервалы которых переслаиваются с
их уплотненными разностями, образуя единый резервуар. На площади мес-
458
Раздел третий
торождения нефтеносность турнейских отложений носит локальный харак-
тер и приурочена к останцам турнейского палеорельефа. Промышленное
нефтенасыщение выявлено только на двух структурах, в остальных-тур-
нейские известняки либо водоносны, либо остаточно нефтенасыщены (по
керну). Плотность поверхностной нефти равна 957,3 кг/м3, содержание серы
составляет 5,1% масс., парафина - 2,6% масс.
Залежи нефти бобриковского горизонта
Нефтеносность в бобриковском и радаевском горизонтах связана с тол-
щей песчано-алевролитовых пород, в которых сверху вниз выделяются сле-
дующие пласты-коллекторы: Вв-р Вв0 р Вв0 2, Вв03+4. Выделенные продук-
тивные пласты делятся на две группы: те, которые встречаются только в пре-
делах развития нижнекаменноугольпых эрозионных врезов, и пласта Вв-р
залегающего вне врезовых зон.
Пласты сложены песчаниками мелко- и среднезернистыми, прослоями
алевритистыми с углистой примесью, интенсивно нефтенасыщенными и
алевролитами, слабомикрослоистыми с углистой примесью, неравномер-
но нефтенасыщенными. Структура порового пространства межзерновая,
поры мелкие. Породы-коллекторы пласта Вв-( относятся к поровому типу, к
классу среднеемких, высокопроницаемых. Эффективные нефтенасыщенные
толщины изменяются от 1 м до 6,6 м, пористость - от 14% до 25%, проница-
емость-до 1 мкм2. Дебиты нефти составляют 6,0-22,5 м3/сут.
Пласты группы Вв0 развиты только во врезовых зонах. Глубина эрозион-
ной долины на различных участках месторождения неодинакова, вследствие
этого с увеличением ее глубины площадь распространения продуктивных
пластов сокращается. В пределах эрозионных врезов происходит как вык-
линивание коллекторов к береговой линии, а в отдельных случаях и примы-
кание продуктивных пластов к турнейским останцам, так и замещение их
вдоль палеорусел.
Пласты группы Вв0 (Вв0 р Вв^, Вв0 3, Вв0 4, Вв0 5) разделены плотными
породами (углями, углисто-глинистыми сланцами, глинистыми алевролита-
ми и аргиллитами). Существует и раздел между пластом Вв^ и группой Вв0,
но гидродинамическая связь между ними, наличие зон слияния и примыка-
ние отдельных пластов к турнейским карбонатам дают основание принимать
единые отметки ВНК по всем продуктивным пластам радаевского и бобри-
ковского горизонтов и некоторым турнейским залежам. Наибольшее рас-
пространение имеет верхний пласт Вв0(.
Все терригенные коллекторы, вскрытые в зонах площадного размыва тур-
нейской поверхности, отнесены к группе пластов Вв0. Характер их распрос-
транения зависит от глубины размыва. В разрезе отдельных скважин их ко-
личество может достигать пяти. Нефтенасыщенные пласты представлены
песчаниками и алевролитами—разнозернистыми, слабоцементированными.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
459
Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта Вв01 изменяются от 1,2 м
до 14,6 м, средняя пористость составляет 24%, проницаемость -1,8 мкм2.
Пласт Вв0 2 развит в зонах более глубокого размыва турнейских пород.
Выделено пять залежей нефти. Эффективные нефтенасыщенные толщины
изменяются от 3,8 до 9,6 м. Пористость - от 21% до 26%, проницаемость
достигает 1,5 мкм2.
В пласте Вв0 3+4, который имеет меньшее распространение по площади,
выделено три залежи нефти. Эффективные нефтенасыщенные толщины из-
меняются от 1,8 до 20,6 м, пористость - от 21 до 25%, проницаемость дос-
тигает 0,8 мкм2.
Основные параметры нефтей бобриковского горизонта характеризуются
следующими средними значениями: давление насыщения - 3,5 МПа, газо-
вый фактор-9,32 м3/т, объемный коэффициент- 1,024. Динамическая вяз-
кость в среднем составляет 278,9 мПа • с. Нефть бобриковского горизонта
тяжелая (плотность в поверхностных условиях равна 956,4 кг/м3), высоко-
сернистая (серы 4,9% масс.) и парафинистая (парафина 2,7% масс.).
Залежи нефти башкирского яруса
Нефтеносность в отложениях башкирского яруса связана с пористо-про-
ницаемыми интервалами карбонатных пород, разделенных уплотненными,
часто глинистыми разностями. В разрезе скважин выделяется аг 2 до 10
проницаемых прослоев, объединенных благодаря системе трещин в единый
гидродинамически связанный резервуар. В плане массивные залежи при-
урочены к 9 локальным поднятиям.
Разделом между нефтенасыщенными частями залежей нефти верейских
и башкирских отложений являются пачка глинистых пород толщиной до 5 м
в основании верейского горизонта и пачка плотных известняков в кровле
башкирского яруса толщиной около 10 м. Особенностью пластов башкирс-
кого яруса (сверху вниз) Бш-2 и Бш-1 являются совпадение в плане, боль-
шая идентичность конфигурации и размеров выявленных по ним поднятий.
Породы-коллекторы пласта Бш-1 представлены известняками органо-
генными, мелкокомковатыми и сгустково-детритовыми с пористостью 14%,
проницаемостью 0,247 мкм2. Большая часть слоев не выдержана как по
толщине, так и по площади. Свойства пластовой нефти: давление насыще-
ния - 1,63 МПа, газовый фактор - 3,67 м3/т, объемный коэффициент -
1,019, динамическая вязкость равняется 363,4 мПа с. Нефти башкирского
яруса относятся к тяжелым (плотность в поверхностных условиях составля-
ет 958,0 кг/м3), сернистым (серы -4,6% масс.) и парафинистым (2,8% масс.).
Залежи нефти верейского горизонта
В верейском горизонте нефтеносность связана с пятью карбонатными пла-
стами-коллекторами. Сверху вниз выделяются продуктивные пласты: Вр-5,
460
Раздел третий
Вр-4, Вр-3, Вр-2, Вр-Г Пласты разделены пачками плотных пород (аргиллиты,
глинистые алевролиты и карбонаты) толщиной 1,2—5,6 м.
В отложениях верейского горизонта структурные поднятия выявлены по
всем пяти пластам (сверху вниз): Вр-5, Вр-4, Вр-3, Вр-2, Вр-Г
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Вр-5 небольшая (1-2,2 м).
Толщина пласта Вр-4 изменяется от 1 до 2,2 м. Пористость изменяется от 8%
до 17%, проницаемость от 0,023 мкм2 до 0,38 мкм2.
По основному пласту верейского горизонта Вр-3 выявлено наибольшее
количество поднятий-девять. Пласт Вр-3 является самым выдержанным по
площади коллектором. Средняя толщина составляет 2,2-2,6 м. Пористость-
14,6%, проницаемость - 0,025 мкм2. Пласт Вр-2 также широко распространен.
Толщина пласта изменяется от 0,8 м до 2,6 м. Пласт Bp-] очень часто замеща-
ется глинистыми и плотными разностями, имеет худшие коллекторские свой-
ства. Пористость изменяется от 8 до 13%, толщина-от 1,0 до 1,6 м.
Средние значения параметров нефти: давление насыщения - 1,62 МПа,
газовый фактор - 6,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,028, динамическая
вязкость — 140,7 мПа • с. По поверхностным пробам нефти горизонта могут
быть отнесены к тяжелым (плотность составляет 933,0 кг/м3), высокосерни-
стым и парафинистым (серы 4,7% масс., парафина-3,0% масс.).
Залежи нефти каширского горизонта
В каширском горизонте залежи нефти связаны с пластами-коллекторами
Кш-3 и Кш-р представленными проницаемыми карбонатными породами.
Продуктивные пласты разделяются уплотненными и слабопроницаемыми
разностями карбонатных пород толщиной 17,2-37,4 м, что свидетельствует
о гидродинамической изолированности их друг от друга, поэтому по каж-
дому объекту принята своя отметка ВНК. В пределах месторождения в ка-
ширском горизонте выявлено 8 залежей нефти.
Средние значения давления насыщения равны 1,22 МПа, газового факто-
ра — 3,76 м3/т, объемного коэффициента — 1,026, динамической вязкости —
130 мПа с. Нефть горизонта может быть отнесена к тяжелым (плотность в
поверхностных условиях составляет 936,0 кг/м3), высокосернистым (4,2%
масс.), парафинистым (2,8% масс.).
Геолого-физические характеристики приведены в табл. 11.4, а отдельных
пластов в табл. 11.5. Нефти всех продуктивных горизонтов тяжелые, высо-
ковязкие, но даже незначительный прогрев приводит к уменьшению вязкос-
ти (рис. 11.4). Зависимость свойств нефти от давления насыщения показана
на рис. 11.5.
Степноозерское месторождение до 1999г. находилось в консервации. После
получения лицензии на его разработку ННК ОАО «Татнефтеотдача» была
составлена технологическая схема разработки НИИнефтеотдачей АН РБ.
Месторождение в 2000г. было введено в эксплуатацию.
Проектирование и оценка техннко-экономическои эффективности
461
Таблица 11.4
Геолого-физические характеристики продуктивных отложений
Степноозерского месторождения
Параметры Горизонты
Каширский Верейский Башкирский Бобриков- ский Турнейский
Средняя глубина залегания, м 992 1035 1070 1345 1372
Тип залежи ПЛ.-СВ. ПЛ.-СВ массивн. пл.-св массивы.
Тип коллектора извест. изв.- пор-.тр. изв.- пор.-тр. песч. извест.
Площадь нефтеносности, тыс.м2 29460 56113 42211 32570 5432
Средняя общая толщина, м 37,6 11,6 24,8 14 34,8
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 4 5,4 7,1 10,5 10,9
Пористость, % 21 14,6 14 24,4 15,5
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. 0,72 0,745 0,75 0,939 0,7
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. 0,72 0,745 0,75 0,939 0,7
Проницаемость, мкм2 0,159 0,253 0,247 1,8 0,053
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,21 0,52 0,41 0,66 0,49
Коэффициент расчлененности, доли ед. 2,6 3,1 4,9 2,6 5
Начальная пластовая температура, °C 23 23 23 25 25
Начальное пластовое давление, МПа 10 11 11 14,5 14,5
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 130,6 140,7 363,4 278,9 278,9
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,898 0,894 0,928 0,919 0,919
Плотность нефти в поверхн. условиях, т/м3 0,954 0,912 0,922 0,925 0,925
Абсолютная отметка ВНК, м -880 -955 -975 -1255 -1260
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,016 1,024 1,033 1,023 1,023
Содержание серы в нефти, % 4,2 4,7 4,6 4,9 5,1
Содержание парафина в нефти, % 2,8 3 2,8 2,7 2,6
Давление насыщения нефти газом, МПа 1,22 1,62 1,63 3,46 3,46
Газосодержание нефти, м3/т 3,76 6 3,67 9,32 9,32
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с 1,63 1,63 1,56 1,7 1,63
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,15 1,15 1,14 1,16 1,15
Средняя продуктивность, -10 м3/(сут МПа) 0,059 0,062 0,039 0,131 0,03
Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т 10319 12884 13519 28727 2608
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т 1239 1932 1081 4596 287
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. 0,12 0,15 0,08 0,16 0,11
Начальные запасы растворенного газа, млн.м3 14 43 30 190 17
462
Раздел третий
Таблица 11.5
Геолого-статистические разрезы нефтенасыщенных горизонтов
11ласт Средневзвешенная нефтенасыщенная мощность, м Пористость, Д.е. Нефтенасы- щенность, д.е. Проницаемость, мкм2
Кашир.-З 1,57 0,18 0,71 0,151
Кашир.-1 1,9 0,22 0,60 0,151
Верей.-5 0,91 0,131 0,73 0,0897
Верей.-4 1,13 0,145 0,754 0,157
Верей.-З 2,10 0,151 0,761 0,351
Верей.-2 1,47 0,147 0,732 0,274
Верей.-1 0,80 0,143 0,745 0,253
Башкир.-2 2,31 0,14 0,75 0,235
Башкир,-1 5,18 0,14 0,75 0,345
Бобр,-10 1,04 0,206 0,866 0,320
Бобр-01 4,71 0,239 0,938 1,185
Бобр.-02 3,0 0,242 0,95 1,877
Бобр.-03+04 4,7 0,271 0,948 5,144
ТУРИ 3,73 0,154 0,702 0,053
Детальный анализ результатов работы введенных в эксплуатацию сква-
жин Степноозерского месторождения показал, что полученные вначале де-
биты нефти по башкирскому ярусу, верейскому, каширскому горизонтам
через 2-3 месяца работы резко снижаются.
Опыт разработки аналогичных объектов соседних месторождений и пер-
вые полученные результаты эксплуатации рассматриваемых скважин показы-
вают, что разработка низкопродуктивных карбонатных пластов каширского,
верейского горизонтов и башкирского яруса, насыщенных высоковязкой не-
фтью на естественном режиме без применения новейших гидродинамических
и физико-химических МУН и стимуляции скважин неэффективна.
Поэтому сотрудники НИИнефтеотдачи при проектировании разработки
основное внимание уделили обоснованию технологий воздействия на пласт.
Геологические условия месторождения - прежде всего высокая вязкость
нефти (от 130 до 363 мПа • с, а по ряду участков существенно выше - до
1500 мПа • с) диктуют необходимость проектирования систем разработки с
применением тепловых МУН. Однако большие глубины залегания бобри-
ковского горизонта, высокая расчлененность и вертикальная неоднородность,
низкая продуктивность порово-трещинных карбонатных пластов среднего
карбона определяют низкую эффективность тепловых МУН (закачки тепло-
носителя в пласт).
Поэтому, исходя из положительного опыта применения методов заводне-
ния на залежах высоковязких нефтей, представленных коллекторами, про-
ектировщиками были рассмотрены варианты с применением заводнения.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
463
Рис. 11.4. Изменение вязкости дегази-
рованных нефтей башкирского, тур-
нейского ярусов и бобриковского го-
ризонта в зависимости от 1радиснтов
скорости и температуры
Прежде всего были рассмотрены ус-
ловия успешности применения нестаци-
онарного заводнения. Основными усло-
виями успешного применения цикличес-
кого воздействия являются слоистая
неоднородность пластов по вертикально-
му сечению и наличие достаточной вер-
тикальной взаимосвязи в пласте. Для ана-
лиза эффективности применения цикли-
ческого воздействия необходимо
уточнение параметров пластов по разре-
зу для каждого анализируемого горизон-
та. Предварительный анализ этих данных
показывает, что условиям успешного
применения циклического заводнения
отвечает бобриковский объект разработ-
ки Степноозерского месторождения. Рас-
чет параметров циклического воздей-
ствия производится с использованием
двумерной по вертикальному сечению
численной модели
ции в слоисто-неоднородном пласте.
Разность накопленных объемов нефти при циклическом воздействии и
стационарном заводнении составляет дополнительную добычу нефти от воз-
действия. Эта разность для всего периода разработки приведена для различ-
ных периодов воздействия на рис. 11.6, рис. 11.7. Как видно из рисунков, с
ростом периода дополнительная добыча возрастает, достигая максимума при
величине периода 10 суток, а затем падает до отрицательных величин. Та-
ким образом, определены оптимальный период цикла и дополнительная до-
быча нефти для анализируемого объекта-полигона. Максимальное значение
дополнительной добычи нефти (10000 т/Га) соответствует 3,5% прироста
коэффициента нефтеотдачи участка, на котором проводится воздействие.
Затем авторами были рассмотрены технологии теплового воздействия.
При добыче высоковязких нефтей на таких месторождениях наибольшей
эффективности вытеснения удается добиться лишь с применением тепловых
мет одов воздействия. Использование тепловых методов ограничивает ся дву-
мя первоочередными проблемами. Первая проблема заключается в образо-
вании неустойчивых фронтов вытеснения, когда подвижность водонефтяпой
смеси в пористой среде перед тепловым фронтом выше, чем за ним. При
соотношении подвижностей более пяти в пласте начинают формироваться
«языки» высокоподвижной смеси, внедряющиеся в область с начальной
464
Раздел третий
р - Вязкость пластовой нефти, Мпа*с
В - объемный коэффициент
Гф - пластовый газовый фактор, м3/т
Р/Рн - отношение забойного давления к давлению насыщения
Рис. 11.5 Зависимость физических свойств нефти бобриковского
горизонта Степноозерского месторождения (по расчетам
«НИИнефтеотдача» АН Республики Башкортостан)
Рис. 11.6. Пример расчета темпов добычи нефти при стационарном
заводнении (сплошная кривая) и циклическом воздействии (прерывистая
кривая) на втором объекте
Рис. 11.7. Дополнительная добыча нефти при циклическом воздействии,
приведенная к полному периоду воздействия
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
465
водонасыщенностью. В рамках одномерной теории этот эффект прогнози-
ровать невозможно. В многомерных расчетах неустойчивость процесса вы-
теснения приводит к стохастическим решениям, т.е. прогнозировать прорыв
маловязкостных языков в добывающие скважины также не удается. Реше-
ние этой проблемы заключается, как правило, в контроле подвижности все-
го потока, путем добавления загущающих реагентов для снижения амплиту-
ды скачков подвижности потока на фронтах.
Вторая проблема состоит в неэффективности использования тепла, пода-
ваемого в пласт для нагрева пластовой нефти. Непроизводительные потери
тепла, закачиваемого в пласт с теплоносителем, состоят в нагреве скелета
пористой среды, теплоемкость которого выше теплоемкости теплоносителя
в 6—8 раз, также в теплопередаче в кровлю и подошву пласта по мере про-
никновения теплоносителя в пласт.
Импульсно-дозированное тепловое воздействие
Интересен и перспективен опыт решения вышеуказанных проблем уд-
муртскими нефтяниками. В целях повышения тепловой эффективности за-
качки горячей воды в нефтяной пласт предложен метод импульсно-дозиро-
ванного теплового воздействия (ИДТВ) [ 129]. Главное отличие новой тех-
нологии ИДТВ от известных состоит в особом режиме циклического
нагнетания в пласт теплоносителя и холодной воды. Повышение тепловой
эффективности процесса связано с нагревом оторочек холодной воды в
скважине и пласте за счет высокой температуры окружающих пород, полу-
ченной при закачке в первой половине цикла теплоносителя. Таким обра-
зом, на первом этапе цикла идут производительный разогрев пласта за счет
закачки теплоносителя и непроизводительные потери тепла в окружающие
породы. На втором этапе цикла часть непроизводительных потерь тепла со-
кращается за счет нагрева холодной воды, и тем самым передачи в пласт
части этого тепла.
Опытно-промышленные испытания на Гремихинском месторождении
показали высокую эффективность технологии ИДТВ. Применение техноло-
гии на опытном участке обеспечило увеличение коэффициента нефтеизвле-
чения с 21 до 28,4% через 9 лет после начала процесса.
Циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие
С целью контроля подвижности потока в пласте была предложена техно-
логия циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия
(ЦВПТВ) с добавлением в теплоноситель полимера [129] (см. главу 7).
На Степноозерском месторождении выделено два эксплуатационных
объекта: на отложения нижнего и среднего карбона. Каждый из них разбу-
ривается равномерной квадратной сеткой с расстоянием между скважина-
ми 300 м. В технологической схеме были рассчитаны 6 вариантов.
466
Раздел третий
Первый вариант предусматривает разработку залежей нефти выделенных
объектов среднего и нижнего карбона вертикальными или наклонно-направ-
ленными скважинами по площадной 9-точечной системе заводнения с рас-
стоянием между скважинами 300 м. Ввиду низкой газонасыщенности плас-
товой нефти разработка залежей при естественном режиме растворенного
газа исключается. В замкнутом режиме упругие силы пластов также незна-
чительны. Естественный упруговодонапорный режим может быть эффек-
тивным при наличии активной водоносной области. На рассматриваемом
месторождении гидродинамическая связь залежей нефти с законтурной об-
ластью практически не изучена. Возможно, что залежи, содержащие высо-
ковязкую нефть, будут запечатанными по поверхности водонефтяного кон-
такта (случай, часто встречающийся на месторождениях района). Очевид-
но, что такие предположения исключают возможность применения на
месторождении различных видов естественного режима и в дальнейшем не
рассматривались в качестве основных вариантов.
Система воздействия - стационарное заводнение.
В этом варианте годовой максимальный уровень добычи нефти достигнет
536,3 тыс. т в 2015 году. За весь срок разработки будет добыто 15324 тыс.т
нефти, КИН - 0,19 при предельной обводненности 98%. В данном варианте
бурятся 372 добывающие и 123 нагнетательные скважины.
Второй вариант предусматривает широкомасштабное внедрение системы
разработки с помощью преимущественного разбуривания выделенных объек-
тов горизонтальными скважинами. При этом предусматривается проводка
горизонтального ствола скважин по основным горизонтам выделенных
объектов бобриковскому и башкирскому, а вертикальную часть ствола сква-
жин в последующем использовать для эксплуатации вышележащих плас-
тов. Предусматривается размещение горизонтальных добывающих скважин
по бобриковскому горизонту и башкирскому ярусу с расст оянием между
скважинами в ряду 400 м, а между рядами скважин — с расстоянием 300 м.
Длина горизонтального ствола скважин на обоих объектах - 200 м.
Горизонтальные скважины размещаются в зонах с общим этажом нефте-
носности не менее 8 м как по бобриковскому горизонту, так и по башкирс-
кому ярусу. Остальная площадь должна разбуриваться вертикальными или
наклонно-направленными скважинами по квадратной сетке 300 х 300 м. В
зонах совпадения в плане бобриковского горизонта и турнейского яруса
бурятся вертикальные или наклонно-направленные скважины со вскрытием
турнейских отложений по той же квадратной сетке 300 х 300 м.
Нагнетательные скважины размещены с учетом геологического строе-
ния залежей в приконтурной зоне пластов. В последующем возможна орга-
низация очагового заводнения из скважин, переходящих с других горизон-
тов. Залежи небольших размеров будут работать на естественном режиме,
так как создать организованное влияние на вытеснение нефти из них нере-
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
467
ально. В этом варианте годовой максимальный уровень добычи нефти дос-
тигнет 426,5 тыс.т в 2015 году, КИН — 0,198 при обводненности 98%. Пре-
дусмотрено бурение 242 добывающих (в т.ч. 104 горизонтальных) и 110
нагнетательных проектных скважин.
Третий вариант. Поскольку объекты имеют высокую неоднородность, то
заводнение залежей в обоих вариантах предлагается осуществлять цикли-
ческим способом, т.е. создавать периодические изменения расхода жидко-
сти на забоях нагнетательных и добывающих скважин. Это обеспечит коле-
бания пластовых давлений и, соответственно, межслойные перетоки нефти
в зонах активного дренирования. При циклическом заводнении за время
повышения или понижения закачки должен полностью использоваться уп-
ругий запас энергии пласта и насыщающих его жидкостей. Расчетная про-
должительность цикла для скважин нижнего карбона-20 суток. В процес-
се освоения метода продолжительность циклов может изменяться. Полу-
циклы повышения и понижения закачки могут быть во времени
асимметричны. Например, 20 суток повышения и 10 суток понижения.
Годовой максимальный уровень добычи нефти достигает 451,3 тыс.т в
2015 году, КИН - 0,2071[ри обводненности 98%. В данном варианте ггредус-
мотрено бурение 242 добывающих (в т.ч. 104 горизонтальных) и 110 нагне-
тательных проектных скважин.
Вариант четвертый дополнительно к третьему варианту предусматривает
применение физико-химических МУН путем закачки реагентов ЗСК, Кар-
фас и ИАИП-1. Годовой максимальный уровень добычи нефти достигает
526,4 тыс.т в 2015 году, КИН - 0,222 при обводненности 98%. Бурение 242
добывающих (в т.ч. 104 горизонтальных) и 110 нагнетательных скважин.
Вариант пятый дополнительно ко второму варианту предусматривает при-
менение импульсно-дозированного теплового воздействия с теплоизолиро-
ванными НКТ. Годовой максимальный уровень добычи нефти достигает 583,2
тыс.т в 2016 году, КИН -0,295 при обводненности 98%. Бурение 242 добы-
вающих (в т.ч. 104 горизонтальных) и 110 нагнетательных скважин.
Вариант шестой дополнительно ко второму варианту предусматривает
применение полимерно-термического воздействия с теплоизолированными
НКТ. Годовой максимальный уровень добычи нефти достигает 627,2 тыс.т в
2015 году, КИН - 0,315 при обводненности 98%. Бурение 242 добывающих
(в т.ч. 104 горизонтальных) и 110 нагнетательных скважин.
Система разработки участка Степноозерского месторождения показана
на рис. 11.8, эффективность рекомендуемого варианта приведена в табли-
це 11.6 и на рис. 11.9.
Опыт применения стационарного заводнения для разработки залежей
высоковязких нефтей показал его неэффективность. Поэтому первый вари-
ант можно признать в качестве теоретического, а полученное значение нефте-
468
Раздел третий
отдачи завышенным. Эффективность новых систем разработки в геологи-
ческих условиях Степноозерского месторождения по общепринятым кано-
нам необходимо считать от естественного природного режима. По опыту
нефтеотдача в аналогичных условиях может составить не более 10 12%. В
этом случае применение нестационарного заводнения в данных геолого-
физических условиях повышает нефтеотдачу практически вдвое (до 0,207)
и потому может быть оправдано. Физико-химические МУН добавляют к этому
еще 1,5 пункта. Необходимо отметить, что в данном случае авторами выбра-
ны не самые эффективные для этих условий третичные МУН. Применение
МПДС, каверн-накопителей нефти с НСКО в комплексе с волновыми МУН,
а также нефтебитумного продукта для высокообводненных карбонатных
пластов по нашим данным может увеличить КИН на 8 пунктов и довести его
до 0,29, т.е. почти до уровня тепловых МУН. Хотя тепловые МУ Н по нефте-
отдаче (согласно авторам) существенно выше, но экономика процесса зна-
чительно хуже. Но самое главное, нужно специальное оборудование и нет
уверенности в достижении технологической эффективности тепловых МУН
из-за сложных геологических условий и неотработанности методов контро-
ля и регулирования процессов нефтевытеснения.
Исходя из рассмотренных вариантов, был принят и реализуется вариант 4
с применением нетрадиционных для данных геологических условий гидро-
динамических (нестационарное заводнение) и физико-химических МУН.
Таблица 11.6
Основные технико-экономические показатели вариантов разработки
Степноозерского нефтяного месторождения за проектный срок
№ п/п Показатели Варианты
1 2 3 4 5 6
1 Добыча нефти, тыс.т 15228 15810 16554 17762 23644 25269
2 Бурение скважин, тыс.м 656 496 496 496 496 496
3 Ввод скважин, шт. 491 358 358 358 358 358
4 Выручка от реализации, млн.руб. 48673 50533 52910 56772 75572 80769
5 Капитальные вложения, млн.руб. в т.ч. на бурение скважин 4794 2754 3781 2344 3781 2344 3781 2344 5311 2344 5311 2344
6 Эксплуатационные затраты, млн.руб. 37941 32637 34427 36175 46599 49183
7 Прибыль от реализации, млн.руб. 4370 11291 11568 13176 19096 21029
8 Поток наличности не диск., млн.руб. 3149 8464 8677 9901 14339 15809
9 Поток наличности диск. (Кд = 0,1), млн.руб. 700 1098 1259 1588 1334 1426
10 Налоги и отчисления, млн.руб. 20316 22496 23502 25367 33947 36375
11 Внутр, норма рентаб. (1RR), % 26 45 54 61 24 25
12 Срок окупаемости, лет 10 7 6 6 13 12
13 Индекс доходности (Р1), доли ед. 1,29 1,53 1,61 1,77 1,49 1,53
14 КИН 0,19 0,198 0,207 0,222 0,295 0,315
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
469
11.2.3. Составление технологических схем разработки ОПР МУН
на разрабатываемых месторождениях с применением заводнения
На месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, разработка кото-
рых традиционными методами находится на грани рентабельности, прихо-
дится с самого начала проектировать применение МУН. Это в основном
касается тепловых и газовых МУН. Но иногда проектируются и физико-
химические, естественно, в комплексе с гидродинамическими МУН. При
этом обычно применяются МУН, которые ранее в этих геологических усло-
виях не использовались. Примером может служить Ильмовское нефтяное
месторождение.
Ильмовское нефтяное месторождение
Открыто в 1954 году. В его состав входят два участка - Ильмовское и
Казанское, каждое из которых состоит из большого количества мелких под-
нятий.
Здесь нефтеносны отложения среднего и нижнего карбона. Пласты-кол-
лекторы бобриковского возраста имеют почти повсеместное распростране-
ние. Характерной особенностью залежей нефти являются относительно не-
большие размеры и обширные водонефтяные зоны. Режим залежей упруго-
водонапорный. Тип залежей - пластово-сводовый.
Залежи нефти в отложениях турнейского и башкирского ярусов имеют
небольшие размеры, массивный тип строения ловушек с подошвенной водой
и высокой неоднородностью коллекторских свойств по площади и разрезу.
Распространение верейских нефтенасыщенных пластов ограничено по
площади из-за литолого-фациальной изменчивости коллекторов. Залежи
нефти пластово-сводового типа, литологически ограниченные, с унругово-
донапорным режимом.
Нефти месторождения высоковязкие, сернистые, смолистые.
Основные запасы месторождения (73,6%) находятся в отложениях боб-
риковского горизонта (залежь в районе скважины 553). Опытная эксплуата-
ция залежи велась в течение двух лет на естественном режиме.
Начальное пластовое давление - 12,5 МПа, в процессе разработки зале-
жи на естественном режиме снизилось до 7,4 МПа. Поэтому в 1980г. на
бобриковские отложения была организована опытная закачка воды в три
законтурные и две внугриконтурные нагнетательные скважины (вязкость нефти
в пластовых условиях 110 мПа • с). Влияние закачки наблюдалось уже на
следующий год (давление выросло до 8,0 МПа).
На Ильмовском участке в опытно-промышленной разработке с 1978 по
1987г. находилась бобриковская залежь нефти в районе скважины 196. На
этой залежи пробурены четыре эксплуатационные скважины, которые были
введены на нефть. Разработка залежи осуществлялась на естественном ре-
470
Раздел третий
жиме. Скважины вступили в эксплуатацию с дебитом нефти 1,5 т/сут, дос-
тигли максимальной величины 2,6 т/сут в 1980 году. Бурение скважин на
залежи было прекращено из-за низкой продуктивности.
С целью изыскания эффективных методов разработки залежей с высоко-
вязкими нефтями в ТатНИПИнефть был предложен способ разработки пу-
тем чередующейся закачки воды и нефти. В 1979 году в ТатНИПИнефть
была составлена технологическая схема опытно-промышленных работ по
чередующейся закачке воды и высоковязкой нефти на участке Ильмовского
месторождения.
Опытный участок, выбранный для проведения эксперимента (скв. 1669,
1673), представлен двумя девятиточечными элементами с расстоянием между
скважинами 150-300 м, включает 13 добывающих и две нагнетательные
скважины (см. рис. 7.15). Участок находится в чисто нефтяной зоне, эф-
фективная нефтенасыщенная толщина пласта 6,4 м, средняя проницаемость
0,957мкм2, пористость 25,8%, нефтенасыщенность 86 %.
Опытный участок был введен в промышленную разработку в 1978 году
на естественном режиме. За этот период произошло снижение пластового
давления с 11,0 МПа до 7,2 МПа, а к 1981 году снизились и темпы отборов.
С июля 1981 г. на опытном участке начаты работы по чередующейся за-
качке высоковязкой нефти и воды. Всего за период с 1981 по 1985 г. было
закачано в продуктивные пласты 324,1 тыс.м3 пресной воды и 30 тыс.т вы-
соковязкой нефти.
Анализ показал елей разработки опытного участка указывает на рост те-
кущей добычи нефти. Причем заметный прирост добычи нефти отмечается
уже через полгода после закачки нефти. Пластовое давление восстанови-
лось до 10,3 МПа, темп отбора от НИЗ увеличился в 2,5 раза: с 2,6% в
1981г. до 4,9% в 1982-1983 гг. С 1985г. на опытном участке продолжалось
циклическое заводнение. Положительное действие от закачки воды и высо-
ковязкой нефти продолжалось до 1997 года (рис. 11.10).
По состоянию на 1.01.97 года дополнительная добыча нефти по участку
составила 144 тыс. т, что составляет 61,1% от НИЗ. В продуктивные гори-
зонты закачано 921,7 тыс.м3 пресной воды. Обводненность добываемой про-
дукции - 79,4%. Среднесуточные дебиты нефти и жидкости составили соот-
ветственно 2,1 т/сут и 10,2 т/сут.
В 1989 году в ТатНИПИнефть была составлена еще одна «Технологичес-
кая схема опытно-промышленной разработки Ильмовского нефтяного мес-
торождения с применением чередующейся закачки воды, нефти и серной
кислоты».
В работе предлагалось провести испытание новой технологии повышения
ох ваза вытеснением путем внутрипластового гудронообразования. С этой це-
лью на месторождении были выбраны нагнетательные скважины (1679 и 3012),
в которые предлагалось провести закачку нефти, воды и серной кислоты.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
471
Опытный участок (район скв. 1679) представлен восьмиточечным эле-
ментом с расстоянием между скважинами от 250 м до 300 м (см.рис.7.15).
До начала опытных работ участок разрабатывался на естественном режи-
ме. Среднесуточные дебиты нефти и жидкости составляли соответственно
2,8 т/сут и 14,1 т/сут. Обводненность добываемой продукции 32,8%, плас-
товое давление в зоне отбора снизилось с 11,4 МПа до 9,4 МПа.
Перед началом опытных работ проводилась закачка пресной воды. С на-
чала опытных работ проведено 24 цикла чередующейся закачки высоковяз-
кой нефти, серной кислоты и воды. С 1989 по 1991г. закачано 3,3 тыс.т
высоковязкой нефти, 1,3 тыс.т серной кислоты и 43,5 тыс.м3 пресной воды.
По участку отобрано 121,8 тыс.т нефти, что составляет 72,4% от НИЗ.
Обводненность продукции составила 25,3%. Наблюдается рост дебитов
скважин до 5,7 т/сут по нефти и до 7,6 т/сут жидкости. Пластовое давление
повысилось до 11,4 МПа. Дополнительная добыча нефти за счет опытных
работ составила 6,1 тыс.т (рис. 11.11).
Опытный участок (район скв. 3012) представлен семиточечным элемен-
том с расстоянием между скважинами от 200 м до 400 м (см. рис. 7.15). До
начала опытных работ участок разрабатывался на естественном режиме, ото-
брано 41,2 тыс.т нефти, что составляет 53,4 % от НИЗ. Средний дебит нефти
составил 2,8 т/сут, жидкости 3,1 т/сут. Перед началом опытных работ обвод-
ненность добываемой продукции составляла 8%, пластовое давление в зоне
отбора 9,3 МПа.
С 1989 по 1991 год проведена чередующаяся закачка нефти, серной кис-
лоты и воды. Закачано 875 т высоковязкой нефти, 33 т серной кислоты и
15,9 тыс. м3 пресной воды.
За время опытных работ всего отобрано 65,6 тыс.т нефти, что составля-
ет 85% от НИЗ. Среднесуточные дебиты нефти и жидкости увеличились
соответственно на 1,7 т/сут и 2,7 т/сут. Одновременно наблюдается увели-
чение обводненности от 8% до 23 %. Пластовое давление в зоне отбора
составило 9,1. Дополнительная добыча за счет метода составила 2,3 тыс.т
(рис. 11.12).
В 1992 году опытные работы по чередующейся закачке воды, высоковяз-
кой нефти и серной кислоты были прекращены из-за осложнений в обеспе-
чении необходимой приемистости нагнетательных скважин.
Для оценки эффективности чередующейся закачки нефти и воды был
выбран контрольный участок, где в нагнетательную скважину 3003 закачи-
валась обычная пресная вода. Естественно, показатели разработки здесь ока-
зались значительно хуже опытных участков, по данным расходометрии ра-
ботающая толщина пласта почти в 3 раза была ниже, чем на опытных учас-
тках испытания МУН.
472
Раздел третий
В целом проведенные работы показали достаточно высокую эффектив-
ность метода. Текущая нефтеотдача даже при неполном завершении запро-
ектированных работ составила на участках применения метода 44,5%, про-
тив утвержденной 33% и возможной при разработке на естественном режи-
ме 14,5%. Конечно, с применением метода больше хлопот, чем при простом
заводнении обычной водой (нужны специальные установки для дозирован-
ной закачки в пласт нефти, а также эффективные методы восстановления
приемистости нагнетательных скважин).
11.2.4. Составление специальных проектов применения МУН
на разрабатываемых месторождениях
Большинство разрабатываемых месторождений вводилось раньше, ког-
да новые МУН еще не были отработаны и не нашли широкого применения.
Переход на рыночные отношения существенно стимулировал применение
новых МУН, так как стало доступно приобретение соответствующего обо-
рудования, реагентов и необходимых материалов. И новые МУН оказались
экономически эффективными в рыночных условиях. Поэтому возникла не-
обходимость составления технологических схем применения МУН на раз-
рабатываемых месторождениях, без пересмотра действующего проекта раз-
работки. При этом составляются проекты применения либо одного МУН,
либо нескольких методов на разных участках залежи. В ряде случаев на
крупнейших месторождениях третичные МУН применяются в соответствии
с утверждаемыми программами на 3-5 лет с ежегодным уточнением участ-
ков и объемов применения МУН.
По этому пути осуществляется применение МУН на Ромашкинском,
Ново-Елховском, Бавлинском и других крупнейших месторождениях Та-
тарстана.
Составление специального проекта применения эфиров целлюлозы, а за-
тем и по полимерному заводнению на участках залежей терригенного дево-
на и нижнего карбона Ромашкинского и горизонтов Д,ДС Ново-Елховского
месторождений использовалось в 90-х годах прошлого столетия для реали-
зации этих МУН в рамках совместного Российско-Французского предпри-
ятия СП «Татольпетро». Внедрение указанных проектов проводилось под
совместным контролем наших и французских специалистов, а анализ осу-
ществлялся специалистами СП (ежегодный, оперативный) и ТатНИПИнефть.
При этом в рамках составленных проектов ежегодно уточнялись программа
работ и объемы финансирования.
В годы рыночных реформ также в соответствии с составленным проект-
ным документом проводились работы по применению МУН на разрабатыва-
емом Ивашкино-Мало-Сульчинском месторождении.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
473
Ивашкино-Мало-Сульчинскоеместорождение
Месторождение разрабатывается с 1978г. Нефтеносность приурочена к
карбонатным коллекторам турнейского яруса, содержащим 55% запасов
месторождения, терригенным тульско-бобриковским отложениям (20,5%
запасов) нижнего карбона, верей-башкирским отложениям среднего кар-
бона (23% запасов) и кыновским отложениям девона.
Турнейские карбонатные отложения характеризуются нефтенасыщенной
мощностью 42 м, из которых эффективная составляет 20 м, пористость 14%,
проницаемость 34 10~3мкм2. Нефть имеет вязкость в пластовых условиях
44,5 мПа с, давление насыщения 16,5 ат, газовый фактор 5,4 м3/т, содержа-
ние серы 3,6%.
Проектным документом на Ивашкинском участке было предложено по-
лимерное заводнение.
1. Опытный участок по закачке сшитых полимерных систем (СПС).
Технология закачки в пласт сшитых полимерных систем (СПС) основана
на тампонировании наиболее проницаемых, высокообводненных пропласт-
ков, трещин как со стороны нагнетательных, так и добывающих скважин с
целью повышения охвата продуктивного пласта вытесняющим агентом и
ограничения водопритока.
Опытный участок по закачке СПС в 1993 году представлял собой четы-
ре нагнетательные (1555,1556,1583,9047)и 16добывающих скважин.В
1995 году под закачку СПС задействованы еще четыре нагнетательные
скважины (1546а, 1552,1588, 1594), в2001 году дополнительно подверг-
нуты воздействию еще пять очаговых скважин (1597, 9021, 9034, 9086,
9089). Участок увеличился и включает 28 добывающих и 13 внутрикои-
турных нагнетательных скважин (рис. 11.1 За).
Закачка СПС проводилась с сентября 1993 года по 2001 год, кроме
1998 года из-за отсутствия в наличии ацетата хрома и выхода из строя
насосной установки 9 МГР. Показатели разработки опытного участка при-
ведены на рис. 11.136.
На конец 1993 года среднесуточные дебиты по нефти и жидкости соот-
ветственно выросли на 1,6 т/сут и 2,1 т/сут и равны 5,6 т/сут, 7,4 т/сут.
Пластовое давление в зоне отбора выросло и равно 8,5 МПа.
За весь период опытных работ по участку добыто 789,2 тыс.т нефти и
1124,6 тыс.т жидкости. Среднесуточные дебиты нефти, жидкости соответ-
ственно равны 4,5 т/сут, 8,8 т/сут. Обводненность добываемой продукции
48,9%. Пластовое давление в зоне отбора выросло до 10,4 МПа.
Всего в нагнетательные скважины закачано 191,5т ПАА и 24,1 т ацетата
хрома. С начала разработки дополнительно добыто 91,3 тыс.т нефти, в том
числе за 2002 год 20,8 тыс.т.
Анализ показателей разработки опытного участка показывает, что закач-
ка сшитых полимерных систем в карбонатные отложения турнейского яруса
474
Раздел третий
дает положительные результаты, поэтому этот метод рекомендован для рас-
пространения на все месторождение.
2. Опытный участок по закачке полимерно-дисперсных составов (ПДС)
с гелеобразующими компонентами (ГОК) в турнейские отложения наМало-
Сульчннском участке.
Работы по воздействию ПДС с применением гелеобразующего компо-
нента начаты в 2000 году. Опытный участок представлен тремя нагнетатель-
ными (1511,1517,9008) и девятью добывающими скважинами.
В 2000 году в три нагнетательные скважины закачали 1,6 т полиакрила-
мида, 51 т алюмохлорида и 51 т глинопорошка. Эффект от закачки в течение
трех лет составил 14,7 тыс. т дополнительной добычи.
Анализ результатов работы опытного участка показывает, что закачка ПДС
дает положительные результаты, поэтому можно рекомендовать увеличить
фонд нагнетательных скважин для закачки полимерно-дисперсных соста-
вов с гелеобразующими компонентами.
11.2.5. Составление специальных проектов применения МУН
на поздней стадии разработки нефтяных месторождений
В 1997г. ТатНИПИнефть был составлен «Проект повышения нефтеизвле-
чения I блока Абдрахмановской площади за счет бурения ГС и зарезки вто-
рых стволов в скважинах малодебитного и отработанного фонда».
Блок I Абдрахмановской площади по геологическому строению типичен
для центральных площадей Ромашкинского месторождения и представлен
весьма расчлененным неоднородным эксплуатационным объектом - гори-
зонтом Дг Свойства пластов-коллекторов, их неоднородность приведены в
табл. 11.7. Запасы нефти и проектные КИН показаны в табл. 11.8.
Таблица 11 7
Средние параметры коллекторов по пластам I блока
Абдрахмановской площади
Пласт Проницаемость Пористость Нефтенасыщенность
среднее значение, мкм2 интервал изменения, мкм2 среднее значение, доли ед. интервал изменения, доли ед. среднее значение, доли ед. интервал изменения, доли ед.
а 322 30,0-1498 0,180 0,128-0,245 0,789 0,600-0,922
б, 413 34,0-1545 0,191 0,135-0,252 0,797 0,590-0,915
б2 531 10,0-2696 0,199 0,130-0,252 0,815 0,600-0,935
бз 388 30,0-2041 1,190 0,133-0,245 0,775 0,440-0,940
в 581 30,0-2105 0,193 0,128-0,240 0,819 0,610-0,932
Г1 371 30,0-1297 0,187 0,130-0,235 0,805 0,550-0,918
Г2 471 38,0-1695 0,193 0,110-0,240 0,826 0,640-0,960
Д 509 4,0-3351 0,197 0,120-0,260 0,810 0,600-0,930
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
475
Таблица 11.8
Распределение запасов нефти по пластам и группам коллекторов
Пласт Группа коллекторов Заласы нефти КИН
балансовые извлекаемые
ТЫС. т % ТЫС.Т %
а всего 3875 5,1 1271 3,4 0,328
б! всего 2558 3,4 844 2,2 0,330
б2 всего 6623 8,7 2640 70 0,399
бз всего 8648 11,4 4066 10,7 0,470
В всего 7768 10,3 3446 9,1 0,444
Г1 всего 8635 3603 9,5 0,417
Г2 всего 13289 17,5 6645 17,5 0,500
г3Д всего 24344 32,1 15355 40,5 0,631
Д1 1 62623 82,7 34192 90,3 0,546
[1] 5210 6,9 1902 5,0 0,365
2 7907 10,4 1776 4,7 0,225
всего 75740 100,0 37870 100,0 0,500
Блок I Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения нахо-
дится в промышленной разработке более 50 лет. За этот период были прове-
дены различные мероприятия по совершенствованию системы разработки
(уплотнение сетки скважин, внедрение очагового заводнения, бурение до-
полнительных скважин, направленное на вовлечение в активную разработ-
ку запасов отдельных более прерывистых и неоднородных пластов и др.), а
также по повышению коэффициента нефтеизвлечения (гидродинамические
и физико-химические методы).
Самой высокой степенью выработки запасов характеризуются пласты «г2»
и «г3д», по которым отобрано соответственно 96,9 % и 97,3 % извлекаемых
запасов (КИНтек. равен соответственно 0,485 и 0,614). Самая низкая сте-
пень выработки — по пластам «а» и «б]». По ним отобрано соответственно
67,7 % и 60,2 % извлекаемых запасов.
В целом по блоку высокопродуктивные неглинистые коллекторы выра-
ботаны на 97,8 % и текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 0,534. По
высокопродуктивным глинистым коллекторам достигнутый КИН составил
0,222 при отборе 60,9% извлекаемых запасов. Самый низкий текущий КИН
по малопродуктивной группе коллекторов - 0,044.
Всего по блоку при отборе 91,8% НИЗ обводненность продукции соста-
вила 94%, ВНФ - 1,42, КИН - 0,461, темпы отбора от НИЗ - 0,21, ТИЗ -
1,46, Рпл - 14,3 МПа, Рзаб - 8,6 МПа.
С целью достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения и
повышения эффективности доразработки запасов ограниченных линз в ра-
боте были предложены мероприятия по восстановлению фонда малодебит-
ных и отработанных скважип. Для этого были детально проанализированы
476
Раздел третий
разрезы всех скважин в пределах блока, начальные и остаточные нефтена-
сыщенные толщины и запасы по пластам по всему пробуренному фонду. В
результате выделены три группы скважин, в которых рекомендуется зарезка
дополнительного горизонтального ствола (рис. 11.14).
Скважины объединялись в группы по следующим критериям:
- нефтенасыщеиная толщина пласта, по которому рекомендуется зарезка
ГС, должна быть не менее 3,0 м;
— извлекаемые запасы по пласту должны быть не менее 15 тыс.т;
- толщины разделов с вышележащим и нижележащим пластами должны
быть не менее 3,0 м.
Скважины, отвечающие этим критериям, были выделены в I группу. Во
II группу включены скважины, в которых объединены несколько незавод-
ненных пластов в единую пачку для зарезки ГС. В третью группу вошли
скважины, в которых суммарные остаточные извлекаемые запасы по всем
пластам, включая и заводненные, не менее 15 тыс. т. Кроме того, предлага-
ется пробурить 9 новых горизонтальных скважин.
В работе рассмотрено 5 вариантов разработки. Первый вариант, базовый,
предусматривает доразработку участка без бурения скважин.
По второму варианту предусматривается бурение 25 вертикальных добы-
вающих скважин из ранее проектируемых и 7 нагнетательных скважин. Так-
же под нагнетание предлагается ввести еще 5 скважин из ст арых добываю-
щих. В этом варианте дополнительно в разработку вводится 1424 тыс. т из-
влекаемых запасов нефти.
По третьему варианту рекомендуется пробурить 98 боковых горизонталь-
ных стволов в старых малодебитных скважинах. Из ранее утвержденного
проектного фонда пробурить 9 новых горизонтальных скважин, пробурить 6
вертикальных нагнетательных скважин, ввести под закачку 12 скважин из
старых добывающих. По этому варианту максимальный уровень отбора не-
фти составит 277,1 тыс. т (0,68 % от НИЗ). Дебиты новых горизонтальных
скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами составят 10 т/сут.
Дополнительно в разработку вводится 3045,4 тыс. т нефти.
Четвертый вариант включает в себя мероприятия третьего и дополнитель-
ное бурение 18 вертикальных добывающих скважин из ранее проектируе-
мых. В этом случае в разработку вводится дополнительно 3476,0 тыс. т из-
влекаемых запасов нефти.
По пятому, рекомендуемому, варианту дан технико-экономический ана-
лиз, основные положения которого следующие:
— пробурить 98 боковых горизонтальных стволов в старых малодебитных
скважинах, что составляет 30 % от всего фонда скважин;
- пробурить 9 горизонтальных скважин из ранее утвержденного проект-
ного фонда (3 % от всего фонда скважин);
- пробурить 6 нагнетательных скважин;
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности 477
— ввести под закачку 12 скважин из старых добывающих;
— использовазъ методы увеличения нефтеотдачи, такие, как ПАВ—закач-
ка поверхностно-активных веществ; МБВ (ДАФ) - активация пластовой
микрофлоры путем закачки диаммонийфосфата; ПАА+ацетат хрома—закач-
ка полиакриламида с ацетатом хрома в качестве сшивателя; КДС-закачка
коллоидно-дисперсной смеси; гипан + жидкое стекло - закачка гипана и
жидкого стекла; САВ -сейсмоакустическое воздействие на пласт;
- максимальный уровень добычи нефти составляет 314,9 тыс. т (0,77 %
от НИЗ), что в 4,2 раза выше, чем по базовому варианту;
-дебиты новых горизонтальных скважин и скважин с боковыми гори-
зонтальными стволами составят 10 т/сут.
Размещение скважин по пласту б3 показано на рис. 11.15, а технико-
экономические показатели вариантов разработки приведены в таблице 11.9
и на рис. 11.16.
I | Максимальный уровень добычи нефти, тыс.т Фонд скважин для бурения QlflR.%
Рис. 11.16. Проектные технико-экономические показатели вариантов
разработки 1 блока Абрахмановской площади Ромашкинского
месторождения за счет бурения ГС и БГС
Необходимо отметить, что указанный проект имеет большие резервы воз-
можного увеличения дебитов БГС, что показали результаты работ в этом
направлении на объектах ОАО «Татнефть» за последние 5 лет. А составление
аналогичных проектов комплексной реабилитации длительно разрабатывае-
мых высокообводненных месторождений с расчлененными, послойно и зо-
нально неоднородными пластами может дазъ реальный синэнергетический
эффект. Это путь системного освоения огромных остаточных запасов на
отработанных высокообводненных участках разрабатываемых месторожде-
ний, повышения эффективности их эксплуатации на поздней стадии и повы-
шения обеспеченности нефтяной промышленности России запасами нефти
в освоенных районах с развитой инфраструктурой.
478
Раздел третий
Таблица 11.9
Сопоставление технико-экономических показателей
основных вариантов разработки
Наименование I вариант (базовый) □ вариант ш вариант IV вариант V вариант
Проектный уровень добычи нефти, тыс.т/год 75,4 97,9 277,1 295,0 314,9
Проектный срок разработки, годы 76 92 81 81 81
Накопленная добыча нефти с начала разработки, тыс.т 2919,0 4343,0 5964,0 6395,0 6803,0
Коэффициент извлечения нефти, доли ед. 0,500 0,519 0,540 0,546 0,551
Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт. - 32 113 131 113
Удельные остаточные извлекаемые запасы нефти на 1 действ, добыв, скв., тыс.т 23,4 28,9 39,5 37,8 45,1
Средняя обводненность к концу разра- ботки, % 98,0 98,0 98,0 98,0 96,1
Конечный ВНФ 3,6 4,0 2,9 2,9 2,9
Капитальные вложения за весь срок разработки, млн.руб. - 83 121 167 121
Чистая прибыль за весь срок разработ- ки, млн.руб. -306 -745 166 97 148
Рентабельность, % за 5 лет за 10 лет за 15 лет за весь срок разработки -19 -16,9 -15,6 -26,1 -31 -26,8 -24,4 -42,4 22 29,7 29,0 6,5 22 28,4 27,5 3,5 19,0 24,2 24,1 5,3
Поток наличности (дисконт.) за весь срок разработки, млн.руб. 10 -71 137 122 106
Срок окупаемости - - 6 8 4
IRR, % 17,8 12,7 25,3
LRR.*, % 40 30 30
* С учетом налогового стимулирования (уменьшение НДПИ на истощение запасов
нефти после отбора > 80% НИЗ).
11.3. Планирование применения МУН по нормативам удельной
технологической эффективности
Планирование дополнительной добычи за счет применения МУН имеет
весьма важное значение для составления планов развития нефтяной компа-
нии. Без определения объемов дополнительной добычи нефти от применения
различных МУН невозможно определить экономическую целесообразность
и условия применения того или иного МУН. Под условиями применения
здесь следует понимать налоговую политику государства в отношении сти-
муляции внедрения МУН.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
479
В ОАО «Татнефть» широкое применение нашла методика прогнозирова-
ния дополнительной добычи нефти по нормативам на известный (планируе-
мый) объем закачки реагента или количество скважи но-операций но тем
или иным методам (Приложение 3).
Существует специфика прогнозирования технологического эффекта от
бурения горизонтальных скважин, отраженная в Приложении 4.
Планирование по нормативам удельного технологического эффекта в тон-
нах дополнительной добычи на тонну закачанного реагента или в тоннах полу-
ченной добычи нефти от применения МУН на скважино-операцию является
экспресс-методом и применяется при ежегодном или перспективном плани-
ровании применения МУН в нефтяных компаниях. При этом на основании
технологических показателей рассчитываются экономические показатели при-
менения МУН и по индексу доходности различные МУН ранжируются по
приоритетности внедрения, а наиболее затратные и менее эффективные мето-
ды из программы внедрения МУН исключаются. Эта процедура помогает по-
вышению прибыльности компаний от внедрения наиболее эффективных МУН.
11.4. Прогнозирование применения системных технологий
Авторами сист емной технологии было доказано, а применением на про-
мыслах Зап.Сибири и Татарстана подтверждено преимущество этой техно-
логии перед бессистемной, выборочной организацией работ по внедрению
новых технологий на нефтяных месторождениях. Все МУН на стадии про-
мышленного внедрения необходимо применять с выделением участков, раз-
рабатываемых с помощью системного внедрения одного или комплекса МУН.
Это дает синэнергетический эффект от применения данных технологий.
Прогнозирование дополнительной добычи нефти за счет системных тех-
нологий имеет свои особенности и производится в соответствии с Прило-
жением 5.
11.5. Выбор МУН для повышения эффективности разработки
залежей нефти
Анализ длительного применения разнообразных МУН в различных гео-
логических условиях показывает решающее значение природных характе-
ристик месторождений и адаптированность конкретных методов к конкрет-
ным геологическим условиям месторождений. Поэтому решающее значе-
ние приобретает подбор наиболее эффективных для данных условий методов.
Проблема важнейшая, но общепринятых методов и рекомендаций подбора
МУН для залежей (участков, блоков) с конкретными геолого-физическими
характеристиками пока нет. В различных районах нефтедобычи для этого
используются разные способы.
480
Раздел третий
Анализ отечественных и зарубежных научно-исследовательских работ
показал, что существует целая гамма попыток решения проблемы целенап-
равленного учета природных факторов и более обоснованного применения
МУН. В ряде случаев выбор участков для внедрения методов увеличения
нефтеотдачи производится на основе совокупного анализа карт состояния
коллектора [269]. Он реализуется на основе данных по пластовому давле-
нию, относительной фазовой проницаемости и вязкости пластовых флюи-
дов. По векторным и скалярным полям скоростей фильтрации и проницае-
мости определяют гидродинамически не связанные участки и рассчитывают
для каждого из них значение функции желательности применения МУН по
многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнета-
тельных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности,
степени выработки, обводненности и дебитов жидкости скважин участка.
Применение МУН рекомендуют на гидродинамически обособленных участ-
ках в прядке убывания функции желательности.
Некоторые исследователи выбор наиболее эффективных методов воздей-
ствия на пласт и использование их на реальной залежи осуществляют по
картам геологических и технологических параметров [270]. Предваритель-
но создают геолого-гидродинамическую модель залежи, которая включает
серию геологических карт и карт разработки с указанием координат сква-
жин, геологических параметров пласта по проницаемым интервалам, дан-
ных пластовых и забойных давлений с начала разработки, координат линий
выклинивания пласта, внутренних и внешних контуров нефтеносности. Осу-
ществляют структуризацию модели по каждому показателю путем сложе-
ния и последующего нормирования значений параметров по картам характе-
ристик пласта и отборов нефти, воды и закачки воды, например, картам
текущей нефтенасыщенности и изобар на разные даты. Выбор осуществля-
ют по аддитивным картам, учитывая параметры выше и ниже кондиционных
значений.
Существует и несколько отличный подход, заключающийся в построе-
нии детальной объемной геолого-гидродинамической модели (ДОГГДМ)
применительно к слоисто-неоднородному пласту [271 ]. С применением ма-
тематического аппарата статистик Кендала осуществляют интерпретацию
материалов ГИС. Па основе построенной ДОГГДМ нефтяную залежь рас-
членяют на представительные участки с характерными геологическими и
фильтрационными характеристиками. Строят карты начальных и остаточных
нефтенасыщенных толщин. В рамках построенной ДОГГДМ идентифици-
руют выработанные нефтенасыщенные толщины с пропластками, относя-
щиеся к зонам повышенной проницаемости. Уточняют выработанные неф-
тенасыщенные толщины с учетом объемов накопленной добычи для добы-
вающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин. По
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
481
результатам всех исследований строят профили и блок-диаграммы выра-
ботки запасов нефти и по ним судят о характере выработки пласта по пло-
щади и разрезу.
Существует методика планирования МУН в зависимости от величины
водонефтяного фактора [272]. В зонах с высокими значениями ВНФ осуще-
ствляют комплекс мероприятий, приводящих к уменьшению отбора жидко-
сти. В зонах с низкими значениями ВНФ проводят комплекс мероприятий,
приводящих к увеличению интенсивности разработки, предварительно оп-
ределяют прогнозные объемы попутно добываемой воды и нефти по каждой
добывающей скважине. На основании этих данных определяют прогнозный
ВНФ, строят карты равных характеристик ВНФ по площади и расчленяют
залежь на зоны с высоким и низким значением ВНФ
Регулирование режимов работы нагнетательных и добывающих скважип
в отдельных случаях производят по данным карт разработки изменением
режимов закачки и отборов, отражающих желательность проведения регу-
лирования [273]. Мероприятия по интенсификации притока нефти осуще-
ствляют на скважинах, выбранных по данным карт текущих потенциальных
отборов, отражающих степень снижения продуктивности скважин с учетом
естественного роста обводненности продукции. Мероприятия по ограниче-
нию водопритока осуществляют на скважинах, выбранных по величине обоб-
щенной функции желательности проведения ОПЗ, рассчитываемой по дан-
ным карт текущей обводненности, неоднородности фильтрационно-емкост-
ных свойств пласта по разрезу, регулирования разработки изменением
режимов отборов и остаточных извлекаемых запасов нефти. Комплексность
ре!улирования разработки месторождения на поздней стадии достигают до-
полнительным анализом карт: текущей нефтенасыщенности, средневзвешен-
ной по разрезу проницаемости, накопленного водонефтяного фактора и
линии равного взаимодействия между скважинами. Причем объемы и пос-
ледовательность геолого-технических мероприятий (ГТМ) планируют на
основе материального баланса отборов и закачки с учетом степени эффек-
тивности отдельных ГТМ. Функцию желательности проведения мероприя-
тий по ограничению водопритока рассчитывают и на основе совокупности
таких показателей, как показатель обводненности продукции, степень нео-
днородности пласта, остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящие-
ся на каждую скважину, и значений, снятых для каждой скважины с карт
регулирования разработки изменением режимов отборов по соответству-
ющей зависимости [274].
В одних технических решениях перед проведением МУН [275] рассчи-
тывают приведенный коэффициент дренируемости для каждой скважины,
определяют средний коэффициент дренируемости для залежи. Выбирают
482
Раздел третий
участок залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добы-
вающим скважинам. На этом участке в нагнетательных скважинах с при-
веденным коэффициентом дренируемости больше среднего проводят изоля-
ционные работы с одновременной интенсификацией в остальных нагнета-
тельных скважинах. Выбирают добывающие скважины из числа
взаимодействующих с нагнетательными и проводят изоляционные работы
на скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости больше сред-
него и интенсификацию работы остальных скважин. После этого те же опе-
рации выполняют на невзаимодействующих скважинах, а затем - на следу-
ющем участке залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по
добывающим скважинам.
В других решениях [276] создается имитационная система, отражающая
движение в пластах нефти, воды, химреагента и воспроизводящая процесс
разработки залежи. Система строится на основе идентификации ее парамет-
ров - гидропроводности пласта и фазовых проницаемостей для нефти и воды.
Затем устанавливают положение зон с различной остаточной нефтенасы-
щенностью для закачки вытесняющего агента. Для этого производится вы-
дача на печать ЭВМ-карт текущей и конечной нефтенасыщенности, по кото-
рым выделяют зоны, имеющие низкий охват заводнением. В этих зонах неф-
тепасыщенность на 0,1 выше нефтенасыщенности в зонах действующих
нагнетательных скважин. Далее с помощью имитационной системы опреде-
ляют пути максимального вовлечения зон с низким охватом в разработку.
Для этого изменяют систему расстановки скважин и бурят дополнительные
скважины в этих зонах. Затем закачивают в нагнетательные скважины выб-
ранный наиболее эффективный химреагент.
Проблема осложняется тем, что при подборе вида воздействия для усло-
вий конкретной скважины возможны затруднения, определяющиеся несколь-
кими факторами:
— некоторые технологические процессы в функциональном отношении
предназначены для применения в сходных условиях и обстоятельствах;
- регламентами применения некоторых технологий не в полной мере ука-
зываются критерии эффективного использования технологий;
- заметна роль исторически сложившихся предпочтений тех или иных
технологий в практике работ НГДУ;
- используемая геолого-промысловая информация по конкретной сква-
жине неполна и нерегулярна.
Поэтому успешность осуществления воздействия кардинально зависит
от информированности, опыта и навыков работы промыслового геолога,
принимающего решение в конкретной ситуации.
В БашНИПИнефть для этого используют метод плавных компонент (МГК).
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
483
Под главными компонентами понимают линейные комбинации, составлен-
ные из «независимых» переменных, обладающие свойством коррелирован-
ное™ между собой. Выбор линейных комбинаций по «независимым» пере-
менным не произволен, а строго определен, т. е. задача метода главных ком-
понент заключается в линейном преобразовании и признаков (А'|,АГ2,.... Jfp)
в новый набор Р случайных величин (Z}, ZY. ,Zn), который делает их «незави-
симыми» и располагает в порядке убывания дисперсий.
Анализ по методу главных компонеггт приводит обычно к тому, что по-
давляющую долю дисперсии содержат первые две-три компоненты. Выде-
лив эти компоненты, можно рассчитать их для объектов различных типов и
по группируемое™ точек классифицировать их.
Для определения характера содержания найденных компоггент необходи-
мо вычислить коэффициенты парной корреляции главных компонеггт с каж-
дым включенным признаком, квадраты которых отражают вклад каждого
признака в тот или иной главный компонент.
Выбор метода главных компоггент (МГК) для решения задачи группиро-
вания объектов обусловлен следующими причинами:
— группирование множества объектов исследования проводится по обоб-
щенным, независимым показателям (главным компонентам) и является бо-
лее объективным, чем группирование по отдельным исходным параметрам;
- группирование производится в зависимости не только от общих осо-
бенностей геологического строения залежей, но и от сочетаний параметров,
которые в большей степени влияют на эффективность процесса разработки;
- объекты исследования описываются числом факторов (главных ком-
понент), значительно меньшим, чем число первоначально взятых парамет-
ров, т. е. проводится сжатие многомерного пространства, в пределах кото-
рого группирование является крайне затруднительным;
— главные компоненты адекватно отражают исходную информацию и в то
же время содержат больше информации, чем отдельно взятые параметры;
- изучение структуры факторов (главных компонент) позволяет прове-
рять имеющиеся и выдвигать новые гипотезы о причинах, порождающих
взаимосвязи между параметрами, давать причинно-следственную интерпрета-
цию полученных результатов, а также позволяет выработать и принять научно
обоснованное управляющее воздействие, способствующее повышению эф-
фективности функционирования процесса разработки залежей нефти;
- главные компоненты являются взаимно некоррелированными, что зна-
чительно облегчает задачу построения различных моделей процесса разра-
ботки по полученным главным компонентам.
Все объекты группируются по множеству параметров - коэффициентам
проницаемости, пористости, нефтенасыщеиности, песчанистости, глубине
залегания, эффективной нефтенасыщенной толщине, плотаости и вязкости
пластовой нефти, общей толщине пласта, объемному коэффициенту нефти,
484
Раздел третий
газосодержанию пластовой нефти, начальному пластовому давлению и тем-
пературе, содержанию в нефти смол, асфальтенов и парафинов.
Пример группирования залежей терригенных отложений нижнего карбо-
на показан на рис. 11.17.
z.
3
3
-Z,
Месторождения:
1 - Ново-Елховское, Акташский участок, 2 - Бавлинское, 3 - Бавлинское, Крым-Сарайский участок
4 - Тат-Кандызскоа. 5 - Сабанчинское, б - Урустамакское , 7 - Алексинское, 34 - Ново-Суксинское,
35 - Контузлинскоа, 36 - Аэево-Салаушское, 37 - Кадыровское, 38 - Бастрыкское.
39 - Бахчисарайское, 40 - Нурлатское, 41 - Ильмовское, 42 - Ульяновское, 43 - Бурейкинское,
44 - Ивашкино-Мало-Сульчинское, 45 - Вишнаво-Поля некое, 49 - Сиренавское, 50 - Тавельское,
51 - Шегурчинское, 52 - Ямашинсков, 50 - Архангельское, 54 - Красногорское, 55 - Екатериновскоа,
56 - Нагорное, 57 - Онбийское, 56 - Сокол кино-Сара пал и некое, 50 - Тюгеевское, 61 - Ерсубайкинское,
62 - Ново-Елховское
Залежи бобриковского горизонта Ромашкинского горизонта:
8 -№10,9 №143, 10-№11, 11 -№84, 12-№88, 13-№13, 14 - №15.15 - №9. 16-№89, 17-№24.
18 - №31.19 - №26, 26 - №37, 27 - №5. 28 - №40, 29 - №33
Рис. 11.17. Группирование залежей нефти терригенного нижнего карбона
В этой группе залежей нижнего карбона выделены 4 подгруппы. ВI под-
группу вошли объекты с пониженной вязкостью нефти (средняя вязкость
нефти по этой подгруппе 26,8 мПа • с, в целом по всей группе—38,2 мПа • с)
и лучшими коллекторскими характеристиками. По этим залежам ожидается
достижение более высокой конечной нефтеотдачи.
Объект ы III подгруппы характеризуются ухудшенными коллекгорскими
свойствами и содержат более вязкую нефть. Подгруппы II и IV по геолого-
физическим характеристикам занимают промежуточное положение.
Выделение «схожих» объектов разработ ки и проведение исследований
путем сравнения показателей их разработки позволяет выявить и оценить
эффективность мероприятий. Другое используемое направление, которое
можно получить из группирования объектов методом главных компонент, —
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
485
это распространение результатов, полученных в ходе опытно-промышлен-
ных работ на экспериментальных участках, на однотипные объекты, которые
будут вводиться в разработку.
Таким образом, применение метода главных компонент позволяет:
- классифицировать залежи нефти по группам с близкими значениями
геолого-промысловых параметров, влияющих на технологическую эффек-
тивность конкретного метода увеличения нефтеотдачи;
- выявлять группы залежей, где данная технология показывает высокие
результаты;
- определять эффективные технологии для конкретных залежей;
- в координатах главных компонент определять двух- или трехмерные
области для залежей нефти, на которых вероятность достижения планируе-
мой технологической эффективности от конкретного МУН достаточно вы-
сока.
МГК позволяет сгруппировать все залежи по близким геолого-промыс-
ловым признакам. Для каждой группы определяется его «центр», или за-
лежь, находящаяся в геометрическом центре группы, и все залежи, па кото-
рых внедрялись МУН. Чем ближе к этому центру находится залежь, на кото-
рой был получен положительный результат от технологии, тем выше
вероятность успешного внедрения данной технологии на залежах, группи-
рующихся вокруг этого центра.
Затем проводится экспертный анализ эффективности всех технологий в
каждой группе и определяется геометрическое расположение залежей, на
которых были получены высокие результаты.
Статистические методы подбора и обоснования МУН к конкретным гео-
лого-промысловым условиям нефтяной залежи по мере накопления опыта
внедрения технологий приобретают практическую полезность, так как могут
существенно повысить эффективность воздействия.
В ТатНИПИнефть разработана «Программа выбора участков для прове-
дения МУН» и инструкция по ее применению.
Целью данной разработки является повышение эффективности разработ-
ки месторождений путем подбора наиболее подходящих для воздействия
скважин и технологий МУН на основе имеющихся в ОАО «Татнефть» баз
данных, компьютерных программ, геолого-технологических моделей, сис-
тем искусственного интеллекта.
Опираясь на опыт промыслового применения 60 наиболее распростра-
ненных технологий (реализуемых через нагнетательные и добывающие сква-
жины), они охарактеризованы четырьмя группами параметров [277].
Первая группа параметров включает данные о коллекторе: карбонатность,
глинистость, проницаемость, нефтенасыщенность, расстояние до водонасы-
щенного пласта, толщина нефтенасыщенного пласта.
486
Раздел третий
Вторая группа параметров включает данные о пластовых жидкостях: тем-
пература, вязкость, содержание асфальтенов и смол, содержание парафи-
нов, минерализация пластовой воды.
Третья группа параметров включает данные о системе заводнения: мине-
рализация закачиваемой воды, соотношение нагнетательных и добывающих
скважин, приемистость, производительность.
Четвертая группа парамет ров включает данные о системе отбора: давле-
ние пластовое, плотность отбираемой воды, дебит жидкости, дебит нефти,
обводненность, количество проведенных ОПЗ и ВИР.
Кроме того, технологии охарактеризованы группой параметров, отража-
ющих особенности применения технологий: затратность, успешность, эф-
фективность, класс опасности реагента, продолжительность операций.
Поставленная задача решается в несколько этапов. Сначала на АРМ «ЛА-
ЗУРИТ» осуществляется генерация элемента воздействия, который содер-
жит одну нагнетательную, несколько реагирующих и прочих скважин. Да-
лее по всем элементам воздействия вычисляются интегральные характерис-
тики сложности геологического строения, интенсивности технологических
факторов воздействия и оценки технологических показателей разработки.
После чего автоматически выбираются проблемные участки, по которым
технологические показатели разработки не соответствуют сложности гео-
логического строения и интенсивности технологических факторов воздей-
ствия. Эти участки являются первоочередными для проведения мероприя-
тий. Затем осуществляется многокритериальная оценка пригодности участ-
ка для проведения МУН, анализируются техническое состояние скважин,
история ранее проведенных МУН. При наличии ПДМ объекта с использова-
нием трехмерных геолого-технологических моделей дополнительно анали-
зируются геологическое строение, фильтрационные потоки, остаточные за-
пасы участка. После чего по экспертным системам (ЭС) на основе баз зна-
ний (ЭС OilRule, разработка ООО «ЦЕНТР», г.Казань) или нейросетей
(сделаны на пакете NeuroShel фирмы Ward Systems Group, Inc) подбирают-
ся конкретные технологии МУН для каждого участка. На основе этих дан-
ных проводятся работы. После проведения работ на компьютерах выполня-
ется отслеживание по месячным данным изменений технологических пока-
зателей участков, выполняется анализ эффективности применения МУН.
Разработанные программы являются неотъемлемой частью АРМ геолога
ЛАЗУРИТ Windows версии. Они основаны на квазитрехмерной модели
многопластового нефтяного месторождения с большим числом скважин и
длительной историей, защищенной патентом РФ на изобретение.
Методика ТатНИПИнефти позволяет повышать эффективность выработ-
ки остаточных запасов на основе их локализации и комплексирования ста-
тистического метода с гидродинамическим моделированием.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
487
На основе оболочки искусственного интеллекта разработ ана методика
выбора метода увеличения нефтеотдачи с использованием моделей остаточ-
ных запасов для различных объектов разработки. Средства используют ней-
ронную сеть, способную синтезировать рекомендации на основе обучения
по базе данных реализации более 40 методов увеличения нефтеотдачи плас-
тов и стимуляции скважин на аналогичных объектах месторождений Татар-
стана. Эти технологии охарактеризованы набором критериев, включающих
данные о коллекторе, о пластовых жидкостях, об условиях эксплуатации
скважин, сведения об особенностях применения технологий. На рис. 11.18
показаны диапазоны критериев в одном из вариантов базы знаний. Средства
обучены на более чем 1 000 примеров, оз ражающих корректные условия
реализации воздействия рассматриваемых технологий. Также на рис. 11.18
показана доля вклада различных параметров в обучение системы, а на
рис. 11.19 пример выбора вида воздействия [277]. При тестировании уве-
ренно распознается более 70% наборов данных, соответствующих крите-
риям применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов, реализуе-
мых через нагнетательные скважины, и более 90% методов стимуляции
скважип.
Разработанная методика позволяет прогнозировать и ранжировать при-
менимость различных методов увеличения нефтеотдачи пластов и стимуля-
ции скважин на конкретных добывающих и нагнетательных скважинах в
режиме реального времени. Эта методика пока в опытном порядке применя-
ется в условиях разработки месторождений Республики Татарстан.
Проведенная работа позволяет совместить два современных подхода-
моделирование разработки месторождения и использование искусственно-
го интеллекта для выбора наиболее эффективных технологий увеличения
нефтеотдачи и стимуляции скважин.
Однако указанная программа показывает не совсем достаточный уро-
вень распознавания реально осуществленных мероприятий. С одной сторо-
ны, из-за трудностей подбора вида воздейсз вия объяснима неоптимальность
решений, принимаемых иногда промысловыми геологами на практике. По-
этому несовпадение рекомендаций с осуществленными мероприятиями не
может служить исчерпывающим критерием пригодности программных
средств. С другой стороны, испытания выявили существенную зависимость
уверенности рекомендаций как от полноты перечня представляемых к оцен-
ке данных, так и от степени идентификации рассматриваемых технологичес-
ких процессов.
Указанная программа будет уточняться и улучшаться в процессе ее вне-
дрения.
В ОАО «Татнефть» разработаны программы применения различных МУН в
оптимальных геологических условиях. Для примера можно привести «Плани-
рование зарезки БС, БГС и бурения ГС» и инструкцию по ее использованию.
488
Раздел третий
а)
Код параметров
Рис. 11.18. Доля вклада параметров в обучение аналитической системы:
а) - совершенствование заводнения, б) - оптимизация отбора
Эффективность воздействия
Рис. 11.19. Примеры выбора вида воздействия
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
489
Бурение боковых и боковых горизонтальных стволов (БС, БГС) из без-
действующего, малодебитного и нерентабельного фонда скважин на се-
годняшний день является одним из наиболее эффективных способов ин-
тенсификации добычи нефти в завершающей стадии разработки месторож-
дений. Зарезка боковых горизонтальных стволов является достаточно
сложным и дорогостоящим видом работ. Поэтому при выборе скважин,
планируемых для зарезки БС, БГС, их размещении по площади и разрезу
необходимо учитывать технические и технологические факторы, которые
могут существенно повлиять на успешность и эффективность проведения
работ.
В начале разработки месторождений, когда по большинству скважин
вскрыт весь нефтенасыщенный интервал пласта, менее продуктивные про-
слои, линзы и застойные зоны оказываются не выработаны. После достиже-
ния предельного дебита нефти или критического значения обводненности
скважины выводились из эксплуатации. Однако в пластах остается доста-
точно неизвлеченной нефти, которую можно отобрать бурением БГС.
В жестких условиях рыночной экономики на поздней стадии разработки
для планирования зарезки БС, БГС и бурения ГС необходим системный под-
ход, преследующий, прежде всего, цель как повышения эффективности си-
стемы разработки объекта в целом, так и отдельного его участка и отдель-
ной скважины.
Целью данной Программы является создание автоматизированного рабо-
чего места (АРМ БС-БГС-ГС) для:
— выбора потенциального фонда скважин для зарезки боковых и боко-
вых горизонтальных стволов;
- выбора для бурения горизонтальных и разветвленных горизонтальных
скважин.
Поставленная задача решается в несколько этапов. Сначала на квазитрех-
мерной модели многопластового нефтяного месторождения осуществляет-
ся генерация элементов воздействия. При этом каждый элемент воздействия
содержит одну нагнетательную, несколько реагирующих и прочих скважин.
Далее по всем элементам воздействия вычисляются интегральные характе-
ристики сложности геологического строения, интенсивности технологичес-
ких факторов воздействия и оценки технологических показателей разработ-
ки. После чего автоматически выбираются проблемные участки, по кото-
рым технологические показатели разработки не соответствуют сложности
геологического строения и интенсивности технологических факторов воз-
действия. Эти участки являются первоочередными для проведения мероп-
риятий.
На проблемных участках осуществляется автоматизированный выбор
скважин-кандидаток для зарезки боковых и боковых горизонтальных ство-
490
Раздел третий
лов. При этом анализируются: низкоприемистые нагнетательные, малодебит-
ные добывающие, наблюдательные скважины, простаивающий фонд, наме-
ченные для бурения дублеры, конструкция скважин и техническое состоя-
ние колонн.
На следующем этапе на проблемных участках осуществляется автомати-
зированное планирование бурения горизонтальных скважин. При этом ана-
лизируются:
- возможность увеличения дебитов и приемистости скважин на участках
малопродуктивных коллекторов;
- возможность уменьшения отбора попутной воды в водонефтяных зо-
нах за счет снижения депрессии на пласт;
- возможность вовлечения в разработку тупиковых, застойных зон и не-
больших линз.
Далее по программе «Выбор участков для проведения МУН» осуществ-
ляется многокритериальная оценка пригодности проблемных участков для
использования в них технологий увеличения нефтеизвлечения.
После чего выполняется автоматизированный комплексный анализ вы-
работанных проектных решений по усовершенствованию системы разра-
ботки на проблемных участках путем зарезки БС, БГС; бурения ГС; про-
ведения МУН. Анализируется техническая возможность зарезки БС, БГС.
Если зарезка бокового ствола невозможна, то она заменяется на верти-
кально-наклонную или на горизонтальную скважину. Также анализирует-
ся возможность замены проектной ГС на БГС; выполняется сопостави-
тельная оценка по упрощенной методике технико-экономической эффек-
тивности зарезки БС, БГС; бурения ГС; проведения МУН на каждом из
проблемных участков.
На завершающем этапе с использованием трехмерных геолого-техноло-
гических моделей ПДМ объекта тщательно анализируются геологическое
строение, фильтрационные потоки, остаточные запасы участков, а также ка-
чество поскважинной адаптации модели в районах планируемых мероприя-
тий. Выбранные проектные решения моделируются, вычисляется прогноз
показателей различных вариантов, наиболее эффективные из них рекомен-
дуются на внедрение.
Разработанные программы АРМ-a БС-БГС-ГС являются неотъемлемой
частью АРМ геолога ЛАЗУРИТ Windows версии. Они основаны на квази-
трехмерной модели многопластового нефтяного месторождения с большим
числом скважин и длительной историей, защищенной патентом РФ на изоб-
ретение.
Программа находится на стадии опытной эксплуатации, уточнения алго-
ритмов, настройки параметров, выходных форм.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
491
А.Н. Шакировым разработаны методические приемы, отличающиеся
от традиционных геолого-промысловых подходов. Они направлены на по-
вышение эффективности разработки залежей углеводородного сырья в от-
ложениях палеозоя Татарстана, точности и достоверности выбора эффек-
тивных МУН в зависимост и от геологических особенностей строения пла-
ста [21].
Проведенные исследования и анализ многочисленных литературных дан-
ных позволяют на основе имеющегося в распоряжении автора материала
определять генетические признаки горных пород, типовые фации и наборы
типовых фаций в скважинах, вскрывших залежь, разграничивать геологи-
ческое пространство Тмногопластовой залежи на множество / -фациаль-
но-однородных зон по принадлежности к определенной группе или набору
типовых фаций, определя гь комбинацию п наиболее информативных геоло-
гических показателей для каждой фациальной зоны
Границу между t - фациально-однородными зонами определяют из ус-
ловия достижения максимального значения функционала
Р(г2) = (m-H mm1m2
teAt t&A2
TA
teT teT
2 ~
превышающего „, где m исходный набор определений, дихотомически
разделяемый на две части /и( и m ;j = 1,2,..., п - набор изучаемых генети-
ческих признаков, / — 1,2,...., m — скважины; х наблюдение в t-й скважине
для j-ro признака; и - квантиль распределения Пирсона, соответствующая
уровню значимостиqum степеням свободы.
Далее производится оценка соответствия технологии физико-химическо-
го воздействия на пласт геологическим условиям Г-й фациальной зоны с
учетом вероятности перекрытия геолого-технологических критериев эффек-
тивного применения МУН доверительной областью и-мерного вектора /-й
фациальной зоны.
На конкретных объектах разработки выбор МУН производят следующим
образом. Определяют реальные геолого-физические параметры пласта и ге-
нетические признаки горных пород, группы фаций и наборы типовых фаций
в скважинах, вскрывших залежь на дату реализации мероприятия. Создают
интегрированную геологическую базу данных, позволяющую в единой си-
стеме координат представлять и обрабатывать имеющуюся геологическую
информацию.
492
Раздел третий
Затем на основе созданной базы с использованием специальных про-
грамм и алгоритмов осуществляют разграничение геологического простран-
ства залежи на фациально-однородные зоны по принадлежности к опреде-
ленной группе фаций (например, с использованием алгоритмов Вэлча и
Уилкоксона) и оценку соответствия МУН, в том числе применяемых на дру-
гих участках реальной залежи, геологическим условиям той или иной фа-
циальной зоны методом интервальных оценок.
Комплекс геологических показателей формируется по результатам исто-
рико-генетических исследований геологии изучаемых отложений: выделя-
ются фациальные признаки породы, типовые фации и наборы типовых фа-
ций в скважинах, вскрывших залежь, и тесно связанные с ними природные
факторы, определяющие полноту выработки трудноизвлекаемых запасов
нефти и эффективное применение МУН.
По мнению автора, интегральным показателем, отражающим особеннос-
ти геологического строения и разработки залежей палеозоя, является дебит
скважины (</), а изменение темпа добычи неф ти в результате реализации МУН
определяется зависимостью накопленной дополнительной добычи нефти (Q)
от продолжительности эффекта (и). Поэтому для оценки эффективности тех-
нологий физико-химического воздействия на пласт в различных фациаль-
ных условиях и сопоставимости результатов был введен безразмерный по-
казатель эффективности (БПЭ) той или иной технологии
К ф(БПЭ) = бн/(?«),
где Qh - дополнительная добыча нефти с начала мероприятия в тоннах; q -
дебит нефти до мероприятия, т/сут; и—количество суток, за которые получе-
на дополнительная добыча нефти.
БПЭ представляет собой отношение среднесуточной дополнительно до-
бытой нефти к дебиту скважины до применения метода и является производ-
ной функции отклика природной геологической системы на возмущающее
действие той или иной технологии.
Расчеты по разработанной А.Н.Шакировым методике показали, что ме-
роприятия по оптимизации МУН с учетом разработанного подхода к их
реализации позволяют, исключив неэффективные обработки, сократить
объем внедрения МУН на 65% и сохранить 91 % дополнительной добычи
нефти.
В Западной Сибири применяются расчеты эффективности МУН с исполь-
зованием упрощенных геолого-математических моделей пластов. На осно-
ве анализа усредненных геолого-статистических разрезов продуктивных
пластов выделяются основные пропластки и их параметры.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
493
Здесь разработаны различные методы прогнозирования и дополнитель-
ной добычи и эффективности физико-химических МУН, на основании кото-
рых принят ряд руководящих документов, регламентирующих расчет и про-
гнозирование результатов применения оторочек химреагентов для увеличе-
ния нефтеотдачи.
На практике можно пользоваться любым из предложенных методов. Но
следует отметить, что выбор МУН для конкретных геолого-физических ус-
ловий своих объектов должен производиться под руководством и при не-
посредственном участии главного геолога НГДУ. При этом в первую оче-
редь должны использоваться карты текущей пефтенасыщенности, плотнос-
тей остаточных запасов нефти, карты состояния разработки отдельных пластов
эксплуатационного объекта. При этом у главного геолога НГДУ обычно
имеется опыт применения наиболее приемлемых и адаптированных к конк-
ретным геологическим условиям МУН. Здесь необходимо предостеречь от
двух обычно повторяющихся ошибок.
Во-первых, каждый главный геолог НГДУ, как правило, имеет набор своих
наиболее освоенных и любимых (привычных) МУН и ОПЗ. С одной сторо-
ны, это хорошо, а с другой - плохо, так как мешает продвижению новых,
более эффективных технологий
Во-вторых, принятая в ОАО «Татнефть» практика отбора для конкретного
применения МУН, основывающаяся только на экономических критериях, а
именно индексе доходности (табл. 11.10), не всегда может отражать целесо-
образность применения дайной технологии на конкретном участке. В этом
случае не принимается во внимание полезность применения МУН для боль-
шего участия залежи в целом, с учетом дальнейшего регулирования про-
цессов разработки. А это кардинально может изменить экономические по-
казатели разработки в лучшую сторону. Поэтому мнение главного геолога в
этом вопросе должно быть решающим.
Формально-бюрократический подход экономистов к выбору МУН в ОАО
«Татнефть» существенно снижает эффективность применения МУН, а в ряде
случаев является тормозом внедрения новых, более эффективных техноло-
гий. Этого, конечно, нельзя допускать, необходимо оптимизировать систему
выбора МУН для приоритетного применения и изменить подходы к их вне-
дрению.
Так, массированное, системное применение наиболее эффективных для
данных геологических условий МУН на месторождении ОАО «Сургутнеф-
тегаз» с использованием таких экономических категорий, как минимально
предельно допустимая добыча нефти на скважино-операцию (рис 11.20),
позволило достичь весьма высоких показателей. Дополнительная добыча
на скважино-операцию составила 4-6 тыс.т нефти. Это примерно в 3 раза
больше, чем в ОАО «Татнефть».
494
Раздел третий
Таблица 11.10
Показатели применения третичных МУН по ОАО «Татнефть»
по технологиям 2004 года на 1.01.05
№№ пп "Тип скважины ...Технология (код) год начала использования Плановый индекс доходности Достигнутый индекс доходности Кол-во обработок в 2004г., шт. Приме- чание
I 2 3 4 5 6
♦Добывающие скважины 1,576 1.57 1932
1 .Глуб.внсдр.в пласт бок.ответвл. (301) 1996 1,455 1,13 39
2 ...Глуб.внед.в пласт бок.гор.отвл. (304) 1992 1,455 1,29 23
3 ...Радиальное вскрытие продук.пл. (305) 2003 1,374 0 59 29
4 ...Направл.солянокисл.возд.(НСКВ) (402) 89 1,607 1,88 82
5 ...Акустико-химическое возд.(АХВ) (404) 94 1,600 1,81 75
6 ...Сейсмоакустика (429) 95 1,600 2,13 9
7 ...ГКРП (435)94 1,516 1,29 16
8 ...Гидроразрыв пласта (441)91 1,516 1,63 83
9 ...Создание каверн (КИН) (447)88 1,640 2,02 33
10 ..ДН-9010 (465)92 1,610 1,66 65
11 ...Композиция КРК-А (569)03 1,650 1,05 11
12 ...Термогазогенератор (СП1 -80) (576)03 1 600 1,43 8
13 . .Электровоздействие (ЭВ) (677)02 1,610 2,05 15
14 ...СНПХ-9021(9022) (714)99 1,516 1,27 1
15.. .Щелочной сток капр.+ HCL (726) 93 1,710 1,78 63
16 ...Компл.хим.-депрес.возд.(КХДВ) (818)98 1,600 1,47 55
17 ...Прим.термогазоген.имп.скв.ТИС (845) 1,600 1,91 10
18 ...Дилатацинное волновое возд. (861)97 1,830 2,15 12
19 ...Кислотно-нмплозионное возд. (887)97 1,592 1,88 37
20 ...Газоимпульсное воздействие (901)98 1,650 1,56 227
21 .. .Ударно-депрессионное возд-не (911 )97 1,592 1,75 40
22 ...Кварц (979)02 1,612 1,65 5
23 ...СНПХ-9633 (428)95 1,600 1,60 89
24 ...Вязкоупругие составы (ВУС) (486)95 1,610 1.37 103
25 ...Биополимер (759) 95 1,590 1,62 56
26 ...Моднфиц.силик.-гел.сост.(МСГС) (837)98 1,592 1,64 1
27 ...Нефелин (975) 01 1,618 1,21 21
28 ...Реагент многофунк.дейст(РМД-1) (896) 98 1,605 1,54 98
29 .. Диски (974)01 1,610 1,53 34
* Нагнетательные скважины 1,585 1,81 793
1 ...Микробиологическое воздействие (487) 91 1,690 1,95 9
2 ...Компл.работ.ПНП на Ташл.пл.ОПР (679) 04 1,592 1,54 7
3 ...Щелочной сток капр.+ HCL (726) 93 1,710 1,96 1
4 ...СПС через КЕМ-ТРОН (193)04 1,592 1,76 52
5 ...Нефтебитумная композиция НБК (572)03 1,710 1,53 10
6 ,..Модиф.оксиэтилцеллюлоза(МОЭЦ) (577)03 1,600 1,70 13
7 ...Капсулированная полимсри.снст. (709) 00 1,590 1,49 30
8 .ВДС (741)94 1,630 2,06 68
9 „Лолнмерднсперсиая снстема(ПДС) (751) 91 1,610 2,01 111
10 ...Коллоидно-дисп.система(КДС) (753) 1,596 1,98 29
11 ...Сшитая полимерная система(СПС) (765) 93 1,592 2,02 91
12 ...Щелочно-полимерная композиция (770) 1,605 1,96 27
13 ...Компл.хим.-депрес.возд.(КХДВ) (818)98 1,600 1,68 17
14 ...Гидрофобная эмульсия (830)96 1,590 1,89 44
15 ...ВУКСЖ (997)02 1,604 1,93 4
16 ...Радиальное вскрытие продук.пл. (305) 03 1,374 1,08 и
17 ...Акустико-химическое возд.(АХВ) (404) 94 1,592 1,63 2
Проектирование н оценка технико-экономической эффективности
495
Продолжение таблицы 11.10
I 2 3 4 5 6
1В ...Сейсмоакустика (429)95 1,600 2,14 9
19 ГКРП (435)94 1,516 1.69 2
20 ...Гидроразрыв пласта (441)91 1,516 1,28 13
21.. .Газоимпульсное воздействие (901 )98 1,650 1,95 5
22. ..СНПХ-9633 (428)95 1,600 1,84 9
23 .. .Вязкоупругие составы (ВУС) (486)95 1,610 1,96 4
24 ...Биополимер (759)95 1.590 1,90 28
25 ...ДКМ(СПС на основе эфиров целл.) (812) 00 1,606 1,95 18
26 ..Жидкое стекло в/м (881 )95 1,610 2,01 59
27 ...Нефелин (975) 01 1,618 2,03 1
28 .. .Полимер-гелевая снст. «РИТИН» (977) 01 1,595 1,73 19
Рис. 11.20. Минимальная предельно допустимая добыча нефти
на скважино-операцию ОАО «Сургутнефтегаз»
Избежать ошибок при выборе и внедрении МУН возможно лишь при
их применении на основе обоснованных проектных решений, рассмотрен-
ных и утвержденных в установленном порядке на комиссиях по разработ-
ке нефтяных месторождений При этом для месторождения должен быть
утвержден единый проектный документ, обосновывающий применение тех
или иных МУН по системной технологии с расчетом технико-экономичес-
ких показателей по годам. А при необходимости в дальнейшем в рамках
данного проекта можно составлять отдельные документы по небольшим
участкам.
Это будет способствовать существенному повышению эффективности
разработки нефтяных месторождений.
496
Раздел третий
Глава 12
ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ МУН
Что для одних нелепость, для других доказатель-
ство.
Антоний Шефтсберн
Для планирования и аргументации научных выво-
дов следует пользоваться ранговой классификацией:
прогноз - это то, что может быть. Синоним - веро-
ятно. Р = 0,25;
предсказание - это то, что, по-видимому, будет. Си-
ноним вполне вероятно. Р = 0,5;
предвидение — это то, что скорей всего будет. Сино-
ним возможно. Р = 0,75;
планирование—это то что должно быть Синоним —
без сомнения. Р = 0,95
Планирование на прогнозных данных — это выда-
вать желаемое за действительное, планирование на
уровне предсказаний - это риск коммерческий, а с уче-
том предвидения — научно обоснованный риск.
Безымянное правило
12.1. Общие положения по определению эффективности методов
увеличения нефтеотдачи
12.1.1. Основные понятия
1. Объектом воздействия принимается объем пласта, отделенный от дру-
гих его частей естественными геологическими границами или искусствен-
но созданными линиями разрезания рядами нагнетательных скважин.
Объектами воздействия могут быть:
— месторождение — совокупность нефтяных залежей, приуроченных к
определенной территории, контролируемых единым структурным элемен-
том или ловушками иного типа;
- залежь - естественное скопление нефти в ловушке, образованной кол-
лектором с непроницаемой кровлей и, как правило, территориально связан-
ное с определенным участком, выделенным в качестве самостоятельного
промыслового объекта;
- площадь - часть месторождения, искусственно разграниченная рядами
нагнетательных скважин либо контуром нефтеносности;
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
497
— геолого-технологические тела—ограниченные геологическими и (или)
технологическими (линии разрезания, надрезания, одиночные нагнетатель-
ные скважины) границами.
2. По состоянию разработки объекты воздействия могут быть выбраны в
следующих ситуациях:
— применение МУН для первичного вытеснения предусматривается на
сравнительно раннем этапе разработки (обводненность продукции участка
менее 70%);
— внедрение МУН для частично заводненных пластов (при обводненнос-
ти продукции участка менее 70-90%);
— применение МУН для заводненных пластов (обводненность продукции
которых более 90%).
3. Оценка технологической эффективности и определение экономическо-
го эффекта методов повышения нефтеотдачи пластов проводятся для:
- определения фактической эффективности от применения на эксплуата-
ционных объектах методов повышения нефтеотдачи пластов;
— контроля за эффективностью применяемых на нефтедобывающем пред-
приятии методов повышения нефтеотдачи пластов.
4. Решение о целесообразности дальнейшего применения методов повы-
шения нефтеотдачи пластов должно приниматься на основе результатов оцен-
ки их технологической эффективности и определения экономического эф-
фекта.
5. Оценка технологической эффективности МУН, т.е. определение фак-
тической эффективности МУН, проводится сравнением производственных
показателей объектов воздействия, полученных в результате применения МУН
(нового варианта), с расчетными показателями (базовым варйантом), кото-
рые были бы характерны для этого объекта без применения МУН (т.е. при
работе объекта по старой технологии).
Количественная оценка технологической эффективности МУН, т.е. объе-
ма дополнительной добычи нефти за счет их применения, производится на
стадии внедрения путем сравнения с базовым варйантом разработки залежи
(участка).
Базовый вариант - это расчетный вариант разработки, который был бы
реализован на данном объекте воздействия, если бы на нем не применялся
рассматриваемый метод.
По большинству месторождений обычно базовый вариант предусмат-
ривает применение стационарного заводнения. Реже за базовый вариант
принимается естественный природный режим (при невозможности приме-
нения методов заводнения по геолого-физическим критериям его приме-
нимости).
498
Раздел третий
6. На объектах воздействия обычно применяется несколько методов (тех-
нологий) повышения нефтеотдачи пластов или интенсификации добычи не-
фти. В этих случаях определяется общая технологическая эффективность
всех методов воздействия. Выделение эффекта от каждого вида воздействия
может производиться с учетом степени воздействия по данным геолого-
промыслового анализа разработки.
7. Надежную количественную оценку технологической эффективности
каждого метода в отдельности в настоящее время получить сложно. Основ-
ные причины такого положения:
— наложение технологических эффектов друг на друга при проведении
геолого-технических мероприятий по интенсификации отбора нефти и со-
вершенствованию системы разработки на залежи;
— недостаточно точное определение границ участка, охваченного процес-
сом воздействия.
Поскольку по классификации мы четко разделяем методы ПНП и стиму-
ляции (ОПЗ) скважин, то обычно эти методы одновременно на скважинах
не проводятся. Поэтому задача разделения эффектов от различных МУН и
стимуляции скважин возникает реже и с достаточной разницей во времени.
В этом случае мы используем методы разделения эффектов.
8. Дополнительная добыча нефти оценивается по удельной технологичес-
кой эффективности (для планирования или экспресс-оценки) или по различ-
ным характеристикам вытеснения (для определения фактической получен-
ной добычи).
Удельная технологическая эффективность—это количество дополнитель-
ной добычи нефти, полученной от использования одной тонны закачанного
реагента, пара или кубометров воздуха при ВГ. Удельная технологическая
эффективность определяется на основе комплекса лабораторных исследо-
ваний, математического моделирования процесса и обобщения промысло-
вого опыта для конкретных геолого-физических условий.
Удельная технологическая эффективность обычно определяется (уточня-
ется) один раз в пять лет путем детального геолого-промыслового анализа
применения МУН, проводимого курирующим институтом.
Характеристика вытеснения - это эмпирическая зависимость типа: на-
копленная (текущая) добыча нефти - накопленный (текущий) отбор жид-
кости или воды. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс
выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения про-
дукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения не-
фти водой [278].
Характеристики вытеснения позволяют судить об эффективности выра-
ботки запасов нефти при разработке объектов с применением заводнения.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
499
Совершенствование систем разработки, связанных с включением в ак-
тивную разработку нефтенасыщенных участков и зон продуктивных плас-
тов, отражается на форме характеристик вытеснения, поскольку меняется
характер динамики обводнения продукции.
Эту особенность характеристик вытеснения можно использовать для ко-
личественной оценки мероприятий по повышению ее эффективности.
Используемые на практике характеристики вытеснения можно разделить
на два вида:
— интегральные, включающие в себя накопленные показатели разработ-
ки; как правило, они более устойчивы, слабо «реагируют» на случайные
кратковременные изменения процесса разработки месторождения и меняют
свою форму лишь при существенных изменениях процессов извлечения
нефти в значительном объеме разрабатываемого пласта;
—дифференциальные, включающие в себя текущие показатели разработ-
ки, значительно менее устойчивы, требуют более тщательной обработки дан-
ных, «отсеивания» случайных факторов при их построении и использова-
нии для определения эффективности МУН.
Кроме того, те же зависимости можно еще представить в интегрально-
дифференциальной форме, по которой принципиально можно судить о при-
менимости данного метода на данном конкретном объекте.
9. Надежность количественных оценок эффективности МУН по характе-
ристикам вытеснения в значительной степени зависит от достоверности пред-
ставления о геологическом строении объекта разработки или его участка,
величине запасов нефти, степени и характере их выработки, стабильности
системы разработки, порядке и темпах ввода в разработку месторождения
или его участков, а также от характера и объемов проводившихся меропри-
ятий в предшествующий период. Различное сочетание этих основных фак-
торов может оказывать существенное влияние на поведение характеристик
вытеснения в процессе извлечения запасов нефти.
Основным признаком, определяющим возможность использования кон-
кретной интегральной характеристики вытеснения для экстраполяции на про-
гнозный период, является ее прямолинейный характер на конечном участке
к моменту начала применения МУН на рассматриваемом объекте. Этим об-
стоятельством объясняется многообразие видов интегральных характерис-
тик вытеснения, каждая из которых, в зависимости от конкретных условий и
особенностей процесса выработки запасов нефти, может оказаться наибо-
лее приемлемой.
Изменение формы характеристики вытеснения может быть связано как с
вовлечением в активную разработку недренируемых или слабодренируе-
мых запасов нефти, так и с перераспределением отборов жидкости и закач-
ки воды по скважинам или пластам.
500
Раздел третий
Однако изменение формы характеристик вытеснения может быть вызва-
но и другой причиной—оно (изменение) может быть заложено изначально в
самой исходной зависимости. Это часто вводит в заблуждение - принимать
за эффект то, чего па самом деле, может, и не происходит. Это серьезная
проблема адекватности выбранной зависимости реальному процессу.
Из-за существенного изменения режима работы отдельных скважин в
течение периода эксплуатации и взаимовлияния работ ы окружающих сква-
жин, возможности влияния «случайных» факторов не рекомендуется ис-
пользовать для оценки технологической эффективности третичных МУ 11 ха-
рактеристики вытеснения по отдельным скважинам и дифференциальные
характеристики вытеснения.
С учетом вышеизложенного для третичных МУН, предусматривающих
вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти и направленных на
повышение текущей и конечной нефтеотдачи, для количественной оценки их
технологической эффективности на стадии планирования рекомендуется при-
нять метод удельной эффективности.
Прогнозируемый расчет дополнительно добытой этим методом нефти
производится следующим образом: объем дополнительно добытой нефти
(А£?н) в тоннах от закачки реагентов будет определяться на основе удельной
эффективности (<7уд) дополнительно добытой нефти на одну тонну закачива-
емого реагента, умноженной на объем закачанного реагента (g*)
ла=?,,<??
12.1.2. Необходимые условия для успешного применения и подсчета
технологической эффективности МУН
1. Все известные третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов слож-
ные и дорогие. При разработке нефтяных месторождений новыми методами
в пластах происходя! сложнейшие процессы и явления — адсорбция и де-
сорбция химических реагентов, разрушение структуры растворов и слож-
ных молекул, фазовые переходы, массоперенос, диффузия, дистилляция и
окисление нефз и, кондуктивный и конвективный перенос теплоты, диссипа-
ция, химические реакции и превращение веществ, отложение солей, инвер-
сия смачиваемости, капиллярные процессы и поверхностные явления, дис-
социация пород, гравитация и другие, которые пока очень слабо изучены и
требуют специальных фундаментальных исследований. Эти процессы и яв-
ления определяют особенности механизма извлечения нефти и эффективно-
сти достигаемых показателей увеличения нефтеотдачи пластов. Как показы-
вает практика опытно-промышленных испытаний, разработка месторожде-
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
501
ний с применением третичных МУН существенно дороже, чем при заводне-
нии. Поэтому успешное применение новых методов увеличения нефтеотда-
чи пластов возможно только при научно обоснованном проекте (схеме), в
котором установлена оптимальная технология процесса (система), и стро-
гом ее соблюдении.
2. Обязательное условие эффективного применения третичных МУН -
наличие технологической схемы разработки соответствующего объекта ме-
тодом увеличения нефтеотдачи, технологической схемы или программы про-
ведения опытно-промышленных работ.
К сожалению, в нынешних рыночных условиях общего ослабления кон-
троля за рациональной разработкой месторождений специальные технологи-
ческие схемы внедрения МУН и даже проведения ОПР в большинстве слу-
чаев не составляются (кроме тепловых и газовых МУН). Обычно вариант с
МУН рассчитывается при составлении обычной проектной документации на
разработку нефтяных месторождений. Технико-экономическая эффективность
варианта с применением МУН рассчитывается без детализации объектов
применения МУН укрупненно. Для обычного проекта разработки это пра-
вильно, но для целенаправленного применения МУН и получения положи-
тельных результатов этого недостаточно. Тем более совершенно нетерпимо
такое отношение к проведению ОПР по первому применению на конкретном
месторождении новых МУН.
3. Для проектирования оптимальной технологии применения метода уве-
личения нефтеотдачи пластов необходимы:
—детальные знания строения и состояния месторождений, макро- и мик-
ронеоднородности, достоверное распределение текущей псфтегазонасыщен-
ности пластов по всему объему залежи;
- объективные представления о механизме и технологии процесса на ос-
нове лабораторного изучения его характеристик и эффективности при плас-
товых условиях (керн, жидкости, давление, температура);
- опытно-промышленные испытания метода - изучение эффективности в
различных геолого-физических условиях и технологии на месторождениях;
— математическое моделирование процесса —развитие численных мето-
дов и проектирования, адекватно отражающих разработку месторождений.
Только при этих условиях можно составить эффективную технологичес-
кую схему (проект) применения нового метода разработки.
4. Для соблюдения проектной технологии процесса при его реализации
требуются:
— соответствующие материально-технические средства и капитальные
вложения;
502
Раздел третий
- четкая организация работ, направленная на выполнение проектной тех-
нологии, сроков начала процесса, объемов и концентрации реагентов в ото-
рочках, давлений нагнетания, темпов отбора, размещения скважип и др.
Без выполнения всех запроектированных условий осуществления про-
цесса воздействия на пласты нельзя рассчитывать на достижение проектных
показателей эффективности.
5. В связи со сложностью и высокой стоимостью всех новых методов
увеличения нефтеотдачи пластов внедрение их на практике целесообразно и
необходимо осуществлять в несколько этапов, чтобы избежать неоправдан-
ных больших расходов. Принципы многоэтапного испытания и внедрения
методов увеличения нефтеотдачи пластов на крупных конкретных месторож-
дениях диктуются также тем, что реальную эффективность промышленного
применения любого метода можно установить только по фактическим дан-
ным испытания. Поэтому обычно внедрение метода увеличения нефтеотдачи
пластов проходит следующие этапы (табл. 12.1).
Таблица 12.1
Этап Цель
Лабораторное изучение Определение характеристик процесса при плас- товых условиях его моделирования на кернах, пластовых жидкостях, давлении и температуре
Промышленная демонстрация Минитест, реализация процесса на малом участ- ке для доказательства качественного эффекта
Промышленный опыт Проведение процесса при реальных условиях с целью определения возможного количественного технологического эффекта
Опытно-промышленные испытания Испытание процесса при разных сетках скважин и технологии для определения оптимальных ус- ловий применения и реальной технологической и экономической эффективности
Промышленное внедрение Применение в масштабе всей залежи для увели- чения добычи нефти и извлекаемых запасов
6. При применении метода должны реализовываться все основные поло-
жения технологической схемы, полностью выполняться программы промыс-
ловых исследований пластов и скважин, а также программы необходимых
дополнительных научно-исследовательских работ.
Рекомендуемый комплекс промысловых исследований приведен в таб-
лице 12 2.
Исследования проводятся по всем скважинам участка или опорным,
которые должны отражать характеристику пласта и движение жидкости
в нем.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
503
Таблща 12.2
Виды исследований Периодичность
По добывающим скважинам
Замер дебита жидкости Определение обводненности добываемой продукции Замер пластового давления Замер забойного давления Снятие индикаторных кривых или кривых восстановления давления (КВД) Проведение гидропрослушивания Снятие профиля притока Раз в неделю Раз в неделю Раз в квартал Раз в квартал До и после проведения мероприятия Желательно до и после проведения мероприятия До и после проведения мероприятия
По нагнетательным скважинам
Замер приемистости скважин Замер устьевого давления Снятие индикаторных кривых или кривых падения давления Снятие профилей приемистости Раз в неделю Раз в неделю До и после проведения мероприятия До и после проведения мероприятия
Для реализации комплекса исследований все скважины должны быть
оснащены исправной устьевой арматурой и необходимыми измерительными
приборами.
12.1.3. Основные принципы и порядок определения технологической
эффективности применения МУН
1. Определение эффективности влияния любого промыслового меропри-
ятия на процесс разработки нефтяного объекта сводится к выявлению свя-
зываемых с этим воздействием наблюдаемых отклонений от нормального
течения процесса разработки. При этом трудность заключается в определе-
нии того, что признать за нормальное течение процесса разработки данного
объекта. Существует два пути анализа.
Первый — универсальный метод — сопоставление с эталоном, в качестве
которого используется аналогичный объект, не испытывающий исследуе-
мого воздействия, динамика эксплуатации которого известна. Но природ-
ные условия и производственная ситуация неповторимы, и эталонного объек-
та, строго говоря, не существует. Однако можно подобрать участки, кото-
рые в определенном смысле близки исследуемому. Степень близости
условна, приблизительно она контролируется по ряду назначенных критери-
ев (геолого-физических и промысловых). Практически же подобрать к ис-
следуемому участку подобный контрольный в полной мере не удается, по-
этому оценка эффективности мероприят ий делается в статист ическом смыс-
ле: путем сопоставления выборок исследуемых и контрольных объектов. В
этом случае нормальным течением процесса разработки исследуемых объек-
504
Раздел третий
тов (называемом также «базой сравнения») признается усредненная дина-
мика эксплуатации всей выборки контрольных участков. Отличия средних
показателей исследуемых и контрольных выборок контролируются метода-
ми статистического оценивания (например, с помощью критерия Уилкинсо-
на — Манна - Уитни) и позволяют сделать выводы о величине эффекта от
мероприятия.
Для этого способа нужно иметь достаточно много участков с возможно
более близкими геолого-физическими и промысловыми характеристиками,
что увеличивает надежность выводов. Но это возможно лишь при широко-
масштабных экспериментах (десятки разных участков, из которых в луч-
шем случае удается подобрать по полдюжине исследуемых и контрольных
объектов).
Вследствие таких трудностей способ используется обычно только при
анализе результатов применения мероприятий при первичном вытеснении
нефти - для таких технологий иного способа просто не существует.
Второй путь - сопоставление фактической динамики эксплуатации ис-
следуемого объекта с его собственной экстраполированной предысторией
(по характеристикам вытеснения). Здесь отпадает вопрос о геологических
критериях сходства объектов, в силу чего способ является наиболее употре-
бительным при анализе эффективности промысловых мероприятий.
Методически при этом способе выполняется следующее: предыстория
разработки объекта до мероприятия аппроксимируется какой-либо функци-
ональной зависимостью между эксплуатационными показателями. Выбор
вида аппроксимирующей зависимости — ключевой вопрос. Затем делается
предположение, что найденная зависимость будет верна и впредь, т.е. она
отражает нормальную динамику эксплуатации объекта (которая была бы, не
будь мероприятия). Далее выполняется экстраполяция предыстории, в срав-
нении с которой и оцениваются фактические показатели разработки с целью
выявления эффективности мероприятия.
2. Дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи обеспе-
чивается дополнительно приращенными извлекаемыми запасами нефти и
определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть
добыто на объекте при базовом режиме разработки, из объема фактически
добытой нефти за анализируемый период.
3. Эффективность применения МУН может определяться в условиях:
- применения МУН после определенного периода эксплуатации объекта
разработки на базовом режиме;
- применения МУН с начала разработки нефтепромыслового объекта (т.е.
в условиях отсутствия фактических промысловых данных по применению
базового варианта разработки объекта).
Проектироваиие и оценка технико-экономической эффективности
505
4. Эффективность МУН определяется путем сравнения фактических (пла-
нируемых) результатов с вариантом базового метода разработки объекта,
которым является метод разработки до применения МУН.
Вариант базового метода разработки обосновывается в технологической
схеме. Обычно режим истощения пластовой энергии служит базовым вари-
антом для объектов, разрабатываемых тепловыми методами, и в ряде случа-
ев при закачке в пласт углеводородного газа.
Для объектов, разрабатываемых с применением вторичных и третичных
МУН, базовым может быть режим истощения в случаях, когда методы за-
воднения по общепринятым критериям на объекте не могут применяться
(объекты, содержащие нефть вязкостью более 30 мПа • с).
5. Определение эффективности применения МУН может производиться
на начальной стадии освоения системы заводнения и на стадии текущей раз-
работки объекта с применением методов заводнения.
Более сложная задача - определение эффективности МУН по начальной
стадии заводнения. За базовый метод в этом случае берется либо заводне-
ние (если оно по критериям может применяться на данном объекте), либо
природный режим.
При определении эффективности применения МУН на стадии текущей
разработки объекта за базовый вариант принимается тот метод, который при-
менялся на этом объекте до начала применения анализируемого МУН.
6. При применении МУН после определенного периода эксплуатации
объекта на базовом режиме разработки и наличии фактических промысло-
вых данных по этому периоду определение дополнительной добычи нефти
осуществляется в следующей последовательности:
-анализ и математическая обработка фактических промысловых данных
разработки объекта базовым методом;
—экстраполяция результатов на период применения МУН;
- сопоставление фактических промысловых результатов применения МУН
с экстраполированными показателями базового метода разработки.
7. Дополнительная добыча нефти за счет применения МУН определяется
путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто при базо-
вом режиме разработки (т.е. без применения МУН), из объема фактически
добытой нефти с объекта во времени (при естественном режиме разработки).
8. Обработка фактических промысловых данных и экстраполяции полу-
ченных результатов с помощью адекватной математической модели фильт-
рации производятся в следующей последовательности:
- проводится серия расчетов для достижения удовлетворительного со-
гласования расчетных и имеющихся фактических данных;
-с использованием адаптированной модели производится прогноз базо-
вого варианта на период применения МУН.
506
Раздел третий
12.1.4. Порядок оценки технологической эффективности МУН
1. Подготовка исходных данных для определения технологического эф-
фекта от применения МУН
Для оценки технологической эффективности МУН, проводимой путем
сравнения фактической добычи нефти (на объекте с применением МУН) с
расчетной (базовой) добычей нефти (полученной базовым методом разра-
ботки этого объекта с экстраполяцией подобранной зависимости на время
действия МУН), должны быть подготовлены следующие исходные данные,
используемые при расчете показателей технологической эффективности МУН
[279-283]:
1. Информация о фактической накопленной добыче нефти. Она должна
содержать значение фактической помесячной накопленной добычи нефти и
за период действия МУН (на дату анализа) - результаты измерений массы
товарной нефти по документам узла учета нефти.
2. Показатели и параметры для расчета базового уровня - базовой накоп-
ленной добычи нефти:
— показатели промысловой эксплуатации объекта (скважины или участка);
- вид аппроксимационного уравнения (уравнений) - для аппроксимации
текущих (месячных) значений добычи жидкости;
- значение базового аппроксимационного интервала;
— критерий выбора уравнения из заданных уравнений;
— кривые обводнения и кривые падения;
- критерий выбора характеристики вытеснения из заданных;
— длительность МУН, на которую рассчитывается технологический эф-
фект от применения МУН;
— сведения о реагирующих скважинах;
- предел допускаемой ошибки расчета технологического эффекта.
2. Выбор базы сравнения (базовый уровень)
За базу сравнения принимается:
1. Нулевой базовый уровень (значение базовой накопленной добычи не-
фти принимается равным нулю), в случае, если до применения данного МУН
объект не удавалось освоить гидродинамическими МУН, то считается, что
вся дополнительная добыча нефти относится к эффекту за счет увеличения
нефтеотдачи пласта.
2. Значение базового уровня, определяемого:
— при наличии предыстории промысловой информации за период време-
ни, не менее 4-х месяцев - расчетом фактических текущих значений отбора
жидкости методом наименьших квадратов и экстраполяцией подобранной
зависимости QI = /(/) на период действия (/) МУН;
HpoeK'iupoBaiiue it оценка 1схнико-экоиомической эффективности
507
- при наличии малого периода предыстории (менее 4 месяцев) - расче-
том базовой накопленной добычи нефти Q]? (/) т; которую вычисляют по фор-
муле:
e6p(')=?6('-i)+?6cp, со
где дс(/ - 1) - значение базовой накопленной добычи нефти за предыдущий
месяц, т; ^6ср (т/мес) — значение текущей среднемесячной базовой добычи
нефги.
Базовую накопленную добычу нефти q (t - 1) определяют по текущим
(месячным) значениям добычи нефти.
Значение текущей базовой накопленной добычи нефти <у6ср вычисляют по
формуле:
9бср=^--19,Ф, (2)
* пр i—1
где Т р — число месяцев предыстории перед МУН, Тпр<3; q$—фактическое
значение текущей добычи нефти за i месяц, т.
По формулам (1) (2) при соответствующих данных вычисляют и базо-
вую добычу жидкости.
3. Выбор аппроксимационных уравнений.
Аппроксимационное уравнение подбирается на интервале (базовом ин-
тервале), сравнительно монотонного изменения текущей добычи жидкости.
Для более точной аппроксимации текущих (месячных) значений добычи
жидкости необходимо аппроксимацию проводить по нескольким уравнени-
ям — зависимостям из многочисленных, предложенных разными авторами
[284-292].
Выбирается та зависимость, которая обеспечивает монотонный (реаль-
ный) характер изменения обводненности в базовом варианте, т.е. чтобы между
фактической обводненностью перед применением МУН и обводненностью в
базовом варианте не было скачка.
В качестве аппроксимационных уравнений для расчетов технологического
эффекта от применения МУН необходимо использовать полиномы 1 и 2 степе-
ни, так как полиномы более высоких степеней, несмотря на более точную
аппроксимацию, сильно реагируют на случайные отклонения измеряемой
жидкости, что приводит к значительным искажениям результатов прогноза.
4. Выбор базового интервала.
Базовый интервал, отсчитываемый от последнего измерения добываемой
жидкости скважины перед проведением МУН в сторону начала предысто-
рии, выбирают исходя из следующих условий:
- минимальное значение базового интервала должно быть не менее 7-4
месяцев;
508
Раздел третий
— максимальное значение базового интервала устанавливается равным
Т = 24 месяца.
Допускается в расчетах использовать базовый интервал Т > 24 месяцев.
Продолжительность базового интервала определяют по минимальной
стандартной ошибке оценки, характеризующей отклонения расчетных зна-
чений функции (в уравнении характеристики вытеснения) от ее фактических
значений.
Минимальную стандартную ошибку оценки технологической эффектив-
ности МУН и соответствующее значение базового интервала определяют
согласно разделу 12.3.8.
В качестве критерия при выборе аппроксимационного уравнения из за-
данных используется оценка точности аппроксимации, характеризуемая ми-
нимальным значением ошибки аппроксимации, которая должна быть не бо-
лее 20%.
5. Выбор характеристик вытеснения.
Обычно для расчетов применяются следующие характеристики вытес-
нения:
1) Кривые обводнения - функциональные зависимости [279-287]:
- между отборами нефти, жидкости и воды - используемые для выбора
базового интервала и уравнения кривой обводнения (из заданных) при оценке
технологической эффективности МУН;
— накопленной базовой добычи нефти от накопленной добычи жидкости—
для расчета накопленной базовой добычи нефти;
- начальных извлекаемых запасов нефти от предельной обводненности,
нефтесодержания — для расчета начальных извлекаемых запасов нефти с
целью корректировки оценок технологической эффективности МУН, прово-
димых на малообводненных скважинах;
2) Кривые падения - функциональные зависимости:
—накопленной добычи нефти от времени—для выбора базового интерва-
ла и уравнения кривой падения (из заданных) при оценке технологической
эффективности МУН;
—накопленной базовой добычи нефти от времени - для расчета базовой
накопленной добычи нефти;
—начальных извлекаемых запасов нефти от рентабельного дебита нефти—
для расчета начальных извлекаемых запасов нефти с целью корректировки
оценок технологической эффективности МУН, проводимых на обводнен-
ных скважинах.
Кривые обводнения применяют при определении технологического эф-
фекта МУН, проводимых на обводненных скважинах, кривые падения - на
скважинах малообводненных или безводных скважинах.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
509
При оценке технологической эффективности МУН более надежные оцен-
ки дают интегральные кривые (обводнения и падения), как менее зависящие
от текущего изменения обводненности и дебита нефти.
Классификация характеристик вытеснения приведена в Приложении 6.
Порядок расчета технологической эффективности по ХВ приведен в При-
ложении 7, а по кривым падения в Приложении 8.
Критерием выбора характеристик вытеснения (из заданных) - уравнений
кривой обводнения или кривой падения для проведения расчетов по опреде-
лению технологического эффекта от применения МУН является предельное
значение ошибки аппроксимации накопленной добычи нефти на базовом
интервале 5 = 20%.
г пред
6. Длительность технологического эффекта МУН.
Длительность технологического эффекта МУН - время от начала дей-
ствия МУН до момента, когда технологический эффект от его применения
становится равным нулю.
Началом действия МУН считается месяц запуска скважины после его
проведения.
Действие МУН прекращается, если фактическая добыча нефт и в течение
3 месяцев от начала действия МУН ниже (или равна) базовой добычи.
Эффект МУН за весь период, с начала действия МУН до даты анализа,
рассчитывается как алгебраическая сумма положительной и отрицательной
дополнительной добычи нефти.
Длительность эффекта МУН за счет повышения нефтеотдачи пласта оп-
ределяется аналогично рассмотренной длительности общего эффекта, но для
базового уровня, соответствующего расчету технологического эффекта по
нефтеотдаче (рис. 12.1).
7. Выбор реагирующих скважин.
Выбор добывающих скважип, реагирующих на проведение воздействия
в нагнетательной скважине и подлежащих оценке технологической эффек-
тивности от применения МУН, проводят следующим образом:
а) монотонный характер изменения эффекта
б) немонотонный характер изменения эффекта
Рис. 12.1. Динамика и длительность технологического эффекта
510
Раздел третий
- отбирают группу скважин, находящихся в зоне возможного реагиро-
вания, расположенных в непосредственной близости от обработанных на-
гнетательных скважин (1-го и (или) 2-го окружения);
- из числа реагирующих исключают скважины, на которых в рассматри-
ваемый период времени проводились 1 ТМ, не связанные с проведением
анализируемого МУН.
Факт проведения на реагирующих добывающих скважинах МУН устанав-
ливают по значительному изменению дебита жидкости, не соответствующему
изменению объемов закачки в ближайших нагнетательных скважинах.
Это увеличение дебита реагирующих скважин, если на них не проводится
каких-либо работ, влияющих на дебит скважин, может быть обусловлено:
- интерференцией скважин - изменением перепада давления между пла-
стовым и забойным давлением из-за увеличения объемов закачки в возму-
щающих нагнетательных скважинах;
—изменением геолого-физических характеристик зоны дренирования ре-
агирующих скважин, связанным с изменением работающей толщины плас-
та, соотношением фаз, а значит, и фазовых проницаемостей, подключением
в фильтрацию застойных зон в результате проведения физических, физико-
химических и других МУН.
8. Расчет технологического эффекта на группе реагирующих скважин в
принципе можно осуществить двумя способами:
- рассчитать эффекты по каждой отдельно взятой добывающей скважи-
не, и затем просуммировать полученные эффекты;
- определить накопленную добычу по всем реагирующим скважинам, и
затем рассчитать эффект по всему участку реагирующих скважин.
В первом случае сильное влияние на результаты расчетов оказывает не-
равномерность работы отдельных скважин. Во втором случае, при расчете
по участку, эти неравномерности сглаживаются.
С другой стороны, если на участке есть скважины, введенные в разработ-
ку в разное время и сильно отличающиеся накопленными объемами нефти и
жидкости, то эффект по скважинам, имеющим малые (по сравнению с ос-
тальными скважинами участка) накопленные объемы, будет нивелироваться.
Тем не менее предпочтительнее вести расчеты эффекта по накопленным
объемам нефти и жидкости по всему участку реагирующих скважин.
В ОАО «Татнефть» и ОАО «Сургутнефтегаз» созданы программные ком-
плексы по оценке эффективности геолого-технологических мероприятий.
Данные программные комплексы полностью соответствуют существующе-
му методическому руководству (1994г.), а также принятым за рубежом ме-
тодам оценки эффективности. При этом эффективность применения методов
определяется по характеристикам вытеснения и зависимостям накопленной
добычи нефти от суммарного времени работы скважин Характеристи-
ки вытеснения, основанные на изменении темпа обводнения продукции, прямо
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности 5 1 1
указывают на повышение нефтеотдачи пластов, а зависимости QJt), бази-
рующиеся на темпе изменения дебита нефти, - на общую дополнительную
добычу. Применение методов эффективно, когда оба построения указывают
на положительное влияние воздействия па разработку участка. Воздействие
является успешным, если обеспечивает получение чистого дохода.
Программный комплекс ОАО «Татнефть» дополняет общеотраслевое ме-
тодическое руководство, развивает его в направлении адаптации к местным
условиям.
12.2. Расчет технологической эффективности МУН
1. Расчет общего эффекта.
Общий эффект (Д£?о61Ц) вычисляют по формуле:
где Q*, - фактическое значение накопленной добычи нефти на дату оценки
эффекта; Q^, — значение накопленной базовой добычи нефти, соответству-
ющей базовой добыче жидкости на дату оценки эффекта.
2. Расчет эффекта за счет повышения нефтеотдачи пластов.
Эффект за счет повышения нефтеотдачи пластов А£?м вычисляют по фор-
муле:
где Л£>м - дополнительная добыча нефти за счет МУН; QS - фактическое
значение накопленной добычи нефти на дату оценки эффекта; Q^. - значе-
ние накопленной базовой добычи нефти, соответствующее значению накоп-
ленной фактической добычи жидкости на дату оценки эффект а.
3. Расчет эффекта за счет интенсификации добычи нефти.
Эффект за счет интенсификации добычи нефти А£?Н1|Т вычисляют по фор-
муле
А0 = А£Л -AQ,
«-'ИНТ *-'оощ ^м’
где А(2о6щ, Л£?м - общий эффект и эффект за счет повышения нефтеотдачи
пластов.
12.3. Основные направления определения технологической
эффективности МУН
12.3.1. По характеристикам вытеснения
Расчеты по характеристикам вытеснения на предприятиях РТ провод ятся
в «ТатАСУнефть» ОАО «Татнефть» в соответствии с Приложением 7.
512
Раздел третий
12.3.2. По кривым падения добычи
В случае, когда базовым методом является режим истощения пластовой
энергии, обработку фактических промысловых данных за период до начала
применения МУН и расчет прогнозной добычи на режиме истощения необ-
ходимо проводить на основе зависимостей для падения среднего дебита од-
ной действующей скважины по нефти (суммарная добыча скважин за ка-
кой-либо период, деленная на суммарное количество суток, отработанных
всеми скважинами за этот период).
Целесообразность проведения расчетов на основе среднесуточного дебита
одной действующей скважины связана с возможным существенным измене-
нием числа действующих добывающих скважин за анализируемый период
времени, например в результате интенсивного разбуривания залежей высоко-
вязких нефтей в начальный период применения тепловых методов, а также
необходимостью учета непостоянства коэффициента эксплуатации скважин.
Кривые падения добычи нефти — это зависимость среднего дебита сква-
жин объекта применения современных МУН по нефти от времени. Приняты
следующие зависимости:
qji = аекр(-к1); qKn = 1/(« + kt);
qn = at\-b); qjt = a+ bt; qn = a,
где дн, (т/сут) — дебит нефти, n — количество скважин, t — время работы
скважин, а, Ь, к-коэффициенты.
При этом применяются программы расчета эффективности МУН по зави-
симости падения среднесуточного дебита во времени с использованием пер-
сональной ЭВМ.
Методика оценки технологической эффективности МУН по кривым па-
дения приведена в Приложении 8.
12.4. Методы определения технологической эффективности МУН
12.4.1. Определение технологической эффективности МУН
с использованием технологической схемы
Наиболее сложная задача - определение эффективности МУН в случае,
если они применяются с начала разработки эксплуатационного объекта, вме-
сте с началом внедрения систем заводнения. В этом случае освоение сква-
жин под нагнетание воды и внедрение новых МУН обычно происходит од-
новременно. Для экспрессного решения этой задачи применяется метод оцен-
ки с помощью технологической схемы.
В этом случае, при применении МУН с начала разработки нефтепромыс-
лового объекта и при отсутствии или недостаточном количестве фактичес-
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
513
ких данных об использовании базового варианта разработки, определение
дополнительной добычи нефти осуществляется с помощью технологичес-
кой схемы.
Если разработка месторождения (участка) с применением МУН осуще-
ствляется в полном соответствии с технологической схемой (темпы разбу-
ривания, закачки реагента в пласт и т.д.), дополнительную добычу нефти
можно определять непосредственно по технологической схеме.
В случае, если при реализации технологической схемы имеются откло-
нения от принятых в ней темпов разбуривания месторождения (участка),
закачки реагента в пласт и др., необходимо осуществить корректировку
технологической схемы, которая заключается в расчетах соответствую-
щих дополнительных вариантов: базового и с применением МУН. В от-
дельных случаях может использоваться приближенная методика расчета
дополнительной добычи нефти с помощью имеющихся в технологической
схеме вариантов. Эта методика расчета основана на предположении, что
фактическое и рассчитанное в базовом варианте и в варианте с примене-
нием МУН совпадают при одинаковых объемах закачанного в пласт реа-
гента, т.е.
еШ=е6фмРприеРф=еРр,
где Q*, Q$, Q$- фактические накопленные величины добытой нефти при
реализации МУН и при базовом методе разработки и закачанного в пласт
реагента; Q?, Q%, Qp - рассчитанные в технологической схеме накопленные
величины количества добычи нефти при реализации МУН и при базовом
методе разработки и количества закачанного в пласт реагента. Расчет до-
полнительной добычи нефти в этом случае производится в следующей пос-
ледовательности:
- по данным технологической схемы строится зависимость
ебр/ер =Ж),
- при значении Q?, равным фактическому количеству закачанного в пласт
реагента на анализируемую дату, определяется величина QIIQm',
-определяется накопленная добыча нефти при базовом режиме
е6фЖ(С6р/ер);
- определяется дополнительная добыча нефти за счет МУН
деи=еф-ебф
Определение добычи нефти за счет МУН с использованием технологи-
ческой схемы приведено в Приложении 9. Необходимо подчеркнуть, что эта
514
Раздел третий
методика является приближенной и исходит из предположения о соответ-
ствии заложенных в техсхеме всех параметров процесса реальным значени-
ям, что не всегда соответствует действительности.
В технологической схеме расчеты добычи нефти за счет МУН проводят-
ся различными методами: с использованием нормативной удельной техно-
логической эффективности, методом сопоставления с эталоном (Приложе-
ние 10), построением физически содержательных математических моделей
процесса разработки (Приложение 11), математических моделей процесса
физико-химического воздействия па пласт. В различных институтах отрасли
используются свои наработанные методы.
12.4.2. Оценка технологической эффективности МУН
методом прямого счета
Эта мегодика может применяться для экспрессной оценки не только МУН,
но и мегодов стимуляции скважин, а также остальных ГТМ, проводимых на
нефтяных месторождениях. Методика приведена в Приложении 12. Ею можно
пользоваться, но надо учитывать, что опа занижает эффект от МУН, так как
не учитывает падения добычи нефти при разработке залежи без МУН.
12.4.3. Особенности определения технологической эффективности
современных гидродинамических МУН
Определение эффективности гидродинамических МУН имеет свои осо-
бенности. Основные из этих методов (ввод недренируемых запасов и неста-
ционарное заводнение) в настоящее время внедряются в начальных стадиях,
другие (ФОЖ) на поздней стадии разработки [293—296].
12.4.3. (1). Определение технологической эффективности ввода
недренируемых запасов
Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупи-
ковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях производится пу-
тем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин,
перевода скважин с других объектов или пластов. Разукрупнение объек-
тов, организация зон и полей самостоятельной разработки направлены на
вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируе-
мых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения
нефти из недр.
Вовлечение в разработку недренируемых запасов - наиболее мощный
метод повышения нефтеотдачи за счет повышения охвата залежи заводнени-
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
515
ем. Он широко применяется практически на всех месторождениях. Это обус-
ловлено как особенностями геологического строения месторождений, оп-
ределяемых зональной и послойной неоднородностью пластов, условиями
их залегания и особенностями насыщающих их флюидов, так и спецификой
проектирования систем разработки различными институтами отрасли. В од-
них случаях выделяются крупные эксплутациоиные объекты из-за неполно-
ты сведений о геологическом строении или особенностях выработки про-
дуктивных пластов (Ромашкинское, Ново-Елховское и мелкие месторожде-
ния в РТ), в других выделение чрезмерно крупных объектов мотивируется
(В.Д.Лысенко - месторождения АО «РИТЭК») экономическими соображе-
ниями в начальной стадии разработки с последующим разукрупнением экс-
плуатационных объектов.
Определение дополнительной добычи за счет ввода недренируемых за-
пасов является весьма трудоемким и сложным процессом, так как оно свя-
зано с дополнительным бурением и освоением нагнетательных и добываю-
щих скважип. При этом обязательно нужно определять объем вовлекаемых
в активную разработку запасов с учетом взаимовлияния скважин.
Когда ввод недренируемых запасов осуществляется в основном за счет
бурения дополнительных нагнетательных и добывающих скважин и при ус-
ловии, если при этом сохраняется интенсивность воздействия на пласт (со-
отношения нагнетательных скважин к добывающим, перепады давления
между забоями нагнетательных и добывающих скважин), то всю добычу из
дополнительных скважин можно относить за счет эффекта от ввода педре-
нируемых запасов. В этом случае технологическая эффективность равна
фактической добыче нефти по вновь введенным скважинам за рассматрива-
емый период времени.
Д0Н = <7Н • п ti, (т).
Когда это условие не выполняется, то нужно геолого-промысловыми
методами определять коэффициенты взаимовлияния (интерференции сква-
жин) и с их использованием oi 1 редел ять дополнительную добычу нефти.
Для оценки технологического эффекта здесь также можно применять две
группы методов определения базовой добычи:
— экстраполяционные методы, включающие характеристики вытесне-
ния и имитационные модели, построенные по результатам многофакторно-
го анализа;
- методы, основанные на применении физически содержательных мате-
матических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.
Если имеется достаточная предыстория, то обычно применяются характе-
ристики вытеснения, если предыстория недостаточна - используется пост-
роение физически содержательных геолого-математических моделей.
516
Раздел третий
Однако для получения более достоверных данных необходимо проведе-
ние геолого-промыслового анализа состояния выработки пластов в соот-
ветствии с методикой, изложенной в работе [74].
12.4.3. (2). Определение технологической эффективности нестационарного
заводнения с изменением потоков жидкости в пласте
Определение технологической эффективности нестационарного заводне-
ния с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте
в случае, если есть предыстория стационарного заводнения, производится
по характеристикам вытеснения [297].
В случае, когда нестационарное (циклическое) заводнение па объекте
проводится непосредственно с освоением нагнетательных скважин под за-
качку воды (без периода предыстории стационарного заводнения), возника-
ют трудности в определении технологической эффективности метода. В этом
случае можно применять методику «СибНИИНП» (Приложение 13), либо
проводить математическое моделирование.
В случае, когда нестационарное (циклическое) заводнение применяется
без периода стационарного заводнения, более широко используется метод
сопоставления с аналогичным объектом, разрабатываемым при стационар-
ном заводнении. Пример расчета этим способом приведен в Приложении 13
по залежи №12 Ромашкинского месторождения (НГДУ «Сулеевнефть»).
12.4.3. (3). Определение технологической эффективности
форсированного отбора жидкости
Технологическая эффективность ФОЖ определяется для случая, когда
базовым методом разработки является заводнение нефтяных пластов или
же залежь разрабатывается па природном активном водонапорном режи-
ме [298, 299].
Определение добычи нефти за счет интенсификации производится по ха-
рактеристикам вытеснения при условии установления прогнозных темпов
отбора жидкости. В этом случае по прогнозному темпу отбора жидкости
определяется дополнительная добыча нефти за счет МУН и добыча нефти за
счет интенсификации (см. рис. П.7.2).
Прирост добычи нефти определяется как сумма приростов добычи нефти
за счет увеличения дебита жидкости и снижения обводненности добывае-
мой жидкости, т.е.
А0„ = [(?,- - ?о)0 - t>) + дж (bo - Ь)]пг.,
где А(2И - дополнительная добыча нефти за счет МУН, т; q. - qo - дебит жидко-
сти скважины до и после перевода па форсированный отбор, на момент под-
Проектирование н оценка технико-экономической эффективности
517
счета эффективности (т/сут); Ь, Ь — обводненность жидкости до и после пере-
вода на форсированный отбор (доли единицы), п - количество скважин; t. -
время работы скважин после перевода на форсированный отбор.
Эффективность определяется по скважинам, переведенным в текущем
году, с начала пятилетки, разработки.
Можно применять простую зависимость (ОАО «Сургутнефтегаз»)
(см. рис. 6.14).
Применять методику прямого «крестьянско! о» счета предпочтительнее,
так как она более проста и может применяться для единичных или неболь-
шого числа переведенных на ФОЖ скважин.
12.4.3. (4). Определение технологической эффективности
геолого-физических МУН
Поскольку это вторичные методы, которые ранее на залежах с трудпоиз-
влекаемыми запасами не применялись и они разрабатывались на естествен-
ных природных режимах, то внедрение современных гидродинамических
методов здесь дает основную добычу нефти. Дополнительную добычу здесь
необходимо определять за счет методов заводнения, принимая за базовую
добычу естественное падение добычи.
Определение технологической эффективности геолого-физических МУН,
когда базовым методом является режим истощения пластовой энергии, про-
водится по кривым падения дебитов (Приложение 8) или методом прямого
(«крестьянского») счета (Приложение 12).
Эти методы могут использоваться также при оценке третичных МУН (на
участке, включающем несколько добывающих скважин) и дру! их геолого-
технических мероприятий (ГТМ) в условиях естественного падения добычи
нефти. Также можно применять более простую зависимость (рис. 12.2).
В случае, если разработка месторождения (участка) базовым методом
завершена и после этого начато применение МУН, то вся последующая до-
быча относится за счет МУН.
12.4.4. Определение технологической эффективности
третичных МУН
12.4.4. (1). Определение технологической эффективности
физико-химических МУН
Поскольку физико-химические МУН внедряются в основном на объек-
тах, разрабатываемых с применением различных систем заводнения, то вы-
шеприведенные методы определения технологической эффективности МУН
полностью относятся и к ним. В основном это определение производится по
характеристикам вытеснения на третьей и поздней стадиях разработки, а
518
Раздел третий
методом сопоставления с эталоном и использованием нормативов на объем
закачанного реагента- в начальной стадии разработки.
12.4.4. (2). Определение технологической эффективности
физических МУН
Объем внедрения физических МУН с каждым годом увеличивается, что
объясняется их высокой эффективностью, экологической безопасностью,
отсутствием побочных отрицательных эффектов (влияние на товарные свой-
ства нефтей, на изменение свойств пластовых систем).
1. Определение технологической эффективности гидравлического раз-
рыва пласта.
Разработаны две методики определения технологической эффективности
ГРП: одна общеотраслевая (Приложение 14), другая — применяемая в Татар-
стане (Приложение 15). Преимущества последней заключаются в наиболее
полной оценке эффекта ГРП в 11агнетательных скважинах. Эта методика была
создана для раздела продукции от проведения ГРП между «Татнефтью» и
созданных с ее участием совместных предприятий «Татойлгаз» (российс-
ко-германское) и «Татех» (российско-американское). Эта методика, лежа-
щая в основе раздела продукции (дополнительной нефти), выдержала испы-
тание временем и не подвергалась ревизии. При определении технологичес-
кой эффективности ГРП необходимо учитывать следующие моменты.
1) Эффективность ГРП в значительной степени зависит от правильного
выбора объекта проведения этого процесса и технологии его реализации.
При применении ГРП в единичных добывающих скважинах увеличе-
ние нефтеотдачи может быть обусловлено перераспределением фильтраци-
онных потоков в значительном объеме прискважинной зоны пласта радиу-
сом до 50-70 м за счет изменения характера фильтрации с радиального на
квазилинейный: нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по
трещине - к скважине. Кроме того, низкопроницаемые пласты обычно име-
ют значительную макропеоднородпость как по разрезу, так и по площади. В
результате скважины даже при относительно большой плотности сетки не
могут охватить дренированием весь пласт.
Отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку,
что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создавае-
мые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечи-
вают их выработку, в результате чего конечная нефтеотдача пласта может
быть увеличена на 3-5% и более.
Обычно увеличение нефтеотдачи достигается в слабопроницаемых плот-
ных терригенных и карбонатных пластах. В случае вскрытия скважиной раз-
реза, представленного неоднородными пластами и пропластками, отличаю-
щимися по проницаемости в 3—4 и более раз, для повышения эффективности
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
519
применяются технологии поинтервалыюго или направленного ГРП. В этом
случае производится разрыв слабопроницаемых пластов или пропластков.
2) Применение ГРП в системах разработки, т.е. его планирование на
стадии составления проектных документов разработки, позволяет оптими-
зировать проведение гидроразрыва и дополнительно увеличить нефтеотда-
чу пластов.
3) Определение технологической эффективности ГРП осуществляется по
тем же принципам и с использованием тех же методов экстраполяции фак-
тических промысловых данных эксплуатации скважин при базовом (без ГРП)
варианте разработки анализируемого участка пласта.
Однако на практике редко можно встретить массированное применение
ГРП на отдельных участках. Обычно ГРП проводится на единичных сква-
жинах, достаточно далеко отстоящих друг от друга. В этом случае объеди-
нение этих скважин в анализируемые участки не получается, поэтому здесь
необходимо применять другие способы определения технологической эф-
фективности ГРП.
4) Кроме добывающих скважин ГРП, равно как и другие ГТМ, проводят-
ся и на нагнетательных скважинах. Определение технологического эффекта
от этих работ имеет свои специфические особенности. Основной отличитель-
ной чертой является необходимость перевода технологического эффекта, вы-
раженного в приросте объемов закачки воды, в объемы дополнительной до-
бычи нефти. Эта специфика отражена в Приложении 15. Приведенная здесь
методика перевода эффекта от прироста закачки воды в прирост добычи не-
фти может 11рименятся для всех методов (кроме большинства третичных МУН)
и геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах.
Проще и предпочтительнее при определении эффективности ГРП исполь-
зовать методику АО «Татнефть».
2. Определение технологической эффективности бурения горизонтальных,
разветвленно-горизонтальных и многозабойпых скважин.
Методика определения технологической эффективности применения го-
ризонтальных скважин создана во ВНИИнефть (Приложение 16).
Методика определения технологической эффективности бурения горизон-
тальных и разветвленно-горизонтальных скважин также была разработана
специалистами ОАО «Татнефть» в начале 90-х годов прошлого столетия
(Приложение 17). Она была разработана в связи с бурением горизонталь-
ных скважин силами созданного с иностранным участником совместного
предприятия по бурению ГС скважин на месторождениях ОАО «Татнефть»
для целей раздела продукции.
Можно пользоваться обеими методиками. Методикой ВНИИнефть лучше
пользоваться при разбуривании системой ГС отдельных участков, а методи-
кой ОАО «Татнефть» при бурении одиночных горизонтальных скважин на
залежи.
520
Раздел третий
При бурении ГС, РГС. МЗС необходимо учитывать следующие мо-
менты:
1) Горизонтальное бурение в настоящее время применяется при бурении
новых скважин и для повышения эффективности использования старого
фонда скважин. Во втором случае производится зарезка второго ствола,
который проводится либо горизонтальным, либо наклонно-направленным
способом. Последнее, строго говоря, не является горизонтальным бурени-
ем, по условно мы его рассматриваем в этом разделе, так как речь идет об
улучшении использования пробуренного фонда скважип.
2) Эффективность применения ГС, РГС и МЗС зависит от геолого-физи-
ческих свойств пласта и технико-экономических условий разработки дан-
ного объекта. Можно выделить два таких условия:
— если данный нефтяной объект может быть введен в разработку только
при разбуривании его горизонтальными скважинами, то технологическим
эффектом их применения будет вся добыча нефти из таких скважип (неэф-
фективные, нерентабельные и забалансовые запасы нефти);
— если данный нефтяной объект может быть разработан как вертикаль-
ными, так и ГС и РГС, то эффективность применения ГС, РГС и МЗС опре-
деляется как разность фактической добычи нефти из ГС, РГС и МЗС и
расчетной добычи из данного объекта при применении вертикальных сква-
жип (ВС).
3) Обычно только системой горизонтальных скважип могут разрабаты-
ваться объекты с весьма сложным геологическим строением (водонефтя-
пые или подгазовые зоны с небольшой нефтепасыщенной толщиной, сла-
бопропицаемые пласты с нерентабельными дебитами вертикальных скважип,
залежи высоковязких нефтей или битумов).
В этом случае эффективность применения горизонтальных скважин мо-
жет быть определена следующими методами:
- гидродинамическими расчетами, которые проводятся для случая раз-
буривания участка (объекта) вертикальными и горизонтальными скважина-
ми, разница между добычей с участка при разбуривании системой ГС, РГС
и разбуриванием системой ВС будет составлять дополнительную добычу не-
фти, которая может корректироваться по результатам разбуривания объекта
(эта методика применяется, когда имеется система горизонтальных скважин,
количество которых обычно составляет 20 40% от общего количества про-
ектных скважин);
- по методике, применяемой в ОАО «Татнефть» (Приложение 17), сущ-
ность которой заключается в сравнении коэффициента продуктивности го-
ризонтальных, мпогозабойпых скважин с окружающими либо проектными
ВС (опа применяется при бурении единичных, либо небольшого числа (3-4)
ГС, РГС и МЗС);
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
521
- методом прямого сопоставления дебитов ГС и РГС и окружающих (или
проектных) ВС, когда онределяегся коэффициент увеличения дебита ГС и
РГС против дебита ВС. Этот коэффициент может быть определен либо по
конкретной ГС и РГС, либо по сумме статистических данных прироста де-
бита ГС, РГС и МЗС но месторождениям, [руинам месторождений, районам
со сходными геолого-физическими условиями. Метод часто применяется
при проектировании систем разработки с ГС, РГС и МЗС.
4) Следует особо отметить, что при применении ГС, РГС и МЗС - повой
технологии разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений- расчет
эффективности их использования должен производиться по экономическим
показателям, так как технологической эффективности в смысле увеличения
темпов добычи нефти и, возможно, нефтеотдачи пласта совершенно недо-
статочно для принятия решения. Это вызвано тем, что на прибыль влияет не
только увеличение дебита по ГС, РГС и МЗС, по и увеличение стоимости их
бурения и заканчивания.
Определение технологической эффективности бурения ГС, РГС и МЗС
скважин можно проводить путем гидродинамических расчетов в технологи-
ческих схемах разработки, с применением геолого-математических моделей.
3. Определение технологической эффективности бурения вторых ство-
лов, горизонтальных и разветвленно-горизонтальных стволов из ранее про-
буренных скважин.
В этих случаях для определения технологического эффекта использует-
ся метод кривых падения дебита (для одиночных скважин) или метод ха-
рактеристик вытеснения (при бурении нескольких скважин на выбранном
участке).
Эффективность от мероприятий по интенсификации добычи нефти, про-
водимых в горизонтальных скважинах (стволах), включается в эффектив-
ность от горизонтального бурения.
12.4.4.(3). Определение технологической эффективности
тепловых МУН
Тепловые методы повышения нефтеотдачи в России применяются в огра-
ничепных объемах. Эти методы применяются в основном с самого начала
разработки залежей высоковязких нефтей. Поэтому эффект определяется по
технологической схеме разработки, в которой в качесз ве базового принима-
ется режим истощения пластовой энергии. Оперативный контроль процесса
осуществляется с использованием метода нормативной технологической
эффективности и (или) фактической удельной эффективности, выражаемой
в тоннах закачки пара или в тысячах кубометров воздуха на тонну добыва-
емой нефти.
522
Раздел третий
При определении эффективности тепловых методов на стадии текущей
разработки объекта за базовый применяется тот метод, который применялся
на этом объекте до начала применения теплового МУН.
12.4.4. (4). Определение технологической эффективности газовых МУН
Определение технологической эффективности газовых МУН производится
аналогично определению дополнительной добычи нефти при тепловых МУН,
водогазовые - аналогично физико-химических МУН.
12.4.4.(5).Определение технологической эффективности
биотехно логических МУН
Определение технологической эффективности мелассной и аналогичных
технологий, связанных с подбором необходимых штаммов микроорганиз-
мов, культивацией их в ферментере и последующей закачкой в пласт, произ-
водится в соответствии с технологической схемой разработки. Для опреде-
ления технологического эффекта при расчете базового варианта использу-
ются характеристики вытеснения при режиме заводнения (Приложение 7).
12.4.5. Раздельная оценка технологической эффективности
различных МУН, проводимых на одном объекте
На эксплуатационных объектах при заводнении обычно применяются как
современные гидродинамические, так и третичные МУН (физико-химичес-
кие, физические, микробиологические). Причем зачастую одновременно
применяются гидродинамические и третичные МУН. В других случаях третич-
ные МУН применяются после внедрения современных гидродинамических
МУН. Поэтому возникает необходимость разделенного учета дополнительной
добычи нефти. При этом особенно сложно произвести оценку технологичес-
кой эффективности одновременно проводимых работ (Приложение 18).
Разделение технологических эффектов от различных воздействий на один
и тот же объект в случае временного наложения эффектов осуществляется
следующим образом. Если даты воздействия на данный объект различны по
времени, в этом случае базовый период для последнего воздействия начи-
нается с момента проведения первого воздействия, но не должен быть мень-
ше четырех месяцев. Технологический эффект первого воздействия опре-
деляется разницей между суммарным эффектом и эффектом от последнего
воздействия. Если же оба воздействия проведены одновременно, то эффект
делится пропорционально ожидаемым среднестатистическим эффектам от
каждого воздействия.
Раздельный расчет технологического эффекта от одновременно прово-
димых МУН осуществляется в следующем порядке:
Проектирование и оценка технико-экономическом эффективности
523
Т1, Т1 к, Т2, Та - даты начала проведения
МУН-1, МУН-2, окончание эффекта
от МУН1, анализ (расчет эффекта)
ДСП, aQ2 - фактические рассчитанные
эффекты от применения МУШ, МУН2
а) интегральная кривая
б) дифференциальная кривая
Рис. 12.3. Разделение эффекта
по последовательно проводимым
МУН (эффект от предыдущего за-
капчивается перед проведением пос-
ледующего МУН)
1. Если общий эффект предыдущего МУН заканчивается перед проведе-
нием последующего МУН, то базовый уровень последующего МУН рас-
считывается по кривой фактической добычи продукции скважин до прове-
дения следующего МУН.
2. Если последующий МУН проводится в период еще продолжающегося
эффекта предыдущего МУН, за базовый уровень для расчета принимается
уровень добычи до первого МУН.
Задача раздельной оценки эффективности третичных МУН при примене-
нии их совместно с гидродинамическими методами усложняется еще и тем,
что третичные МУН используются на площадях и залежах, на которых осу-
ществляется нестационарное заводнение. Если оно осуществляется в тече-
ние длительного времени, то его можно рассматривать как установившийся
режим перед осуществлением третичных МУН.
Т1, Т2, Та,Т1к-даты начала проведения
МУН-1, МУН-2 - анализ (расчет эффекта)
окончания эффекта от МУН1
AQ1 - фактический рассчитанный эффект
от применения МУН1 на момент проведения
МУН2
AQ2, AQojk. - фактические рассчитанные
эффекты от применения МУН1, МУН2
на дату анализа
а) интегральная кривая
б) дифференциальная кривая
Рис. 12.4. Разделение эффекта
по последовательно проводимым МУН
(последующий МУН проводится в пе-
риод еще продолжающегося эффекта
от применения предыдущего МУН)
524
Раздел третий
Рис. 12.5.Определение дополнительной
добычи нефти за счет нестационарного завод-
нения и третичных методов воздействия по
скв. 13853 Ромашкинского месторождения
Определение дополнительной
добычи нефти за счет нестацио-
нарного заводнения и третичных
методов воздействия на пласт не-
обходимо осуществлять в следу-
ющем порядке (рис. 12.5):
- на основании предыстории
нестационарного заводнения стро-
ятся кривые вытеснения для про-
гнозирования базовой добычи не-
фти для
сти нестационарного заводнения;
- на основании предыстории
применения третичного МУН,
включающего период установившегося нестационарного заводнения, опре-
деляются кривые вытеснения для прогнозирования базовой добычи нефти
при применении третичных МУН (эта базовая добыча нефти включает до-
полнительную добычу нефти за счет нестационарного заводнения);
- разница между фактической добычей и базовой добычей нефти неста-
ционарного заводнения представляет собой дополнительную добычу нефти,
полученную за счет нестационарного заводнения и применения третичного
МУН;
- разница между фактической добычей и базовой добычей нефти при
применении третичного МУН представляет собой дополнительную добычу
нефти, полученную за счет третичного МУН;
- разница между дополнительной добычей нефти за счет нестационарно-
го заводнения и третичного МУН и дополнительной добычей нефти за счет
третичного МУН представляет собой дополнительную добычу нефти, полу-
ченную за счет нестационарного заводнения.
Базовая и дополнительная добыча нефти за счет нестационарного завод-
нения и третичного МУН в сумме определяется в целом по блокам и отдель-
ным залежам. Базовая и дополнительная добыча нефти за счет третичных
МУН определяется по каждому участку (если МУН применен на нагнета-
тельной скважине) или по добывающей скважине (если метод применен на
добывающей скважине). Если на блоке (залежи) несколько участков, на
которых осуществлены третичные МУН, то дополнительная добыча по ним
суммируется. Дополнительная добыча нефти по блоку (залежи) за счет не-
стационарного заводнения определяется как разница между дополнитель-
ной добычей нефти в целом за счет нестационарного заводнения и третич-
ных МУН и дополнительной добычи нефти только за счет третичных МУН
по всем участкам блока (залежи).
Проектирование и оценка техпико-экопомнческой эффективности
525
На участках и залежах дополнительная добыча нефти определяется в це-
лом за счет эти методов, без разделения на дополнительную добычу нефти
путем применения отдельных мероприятий.
В АО «Татнефтеотдача-Сервис» к 1995г. была разработана новая методи-
ка раздельной оценки эффективности третичных МУН при применении их
совместно с гидродинамическими методами, основанная па математичес-
кой модели физико-химического воздействия на пласт с целью повышения
нефтеотдачи (модель И.А.Швецова).
Принципиально важным является разделение добычи нефти за счет ста-
ционарных, современных гидродинамических и третичных МУН. Разделе-
ние эффектов от различных третичных МУН, проводимых на одних и тех же
скважинах, не так актуально и может применяться при научных исследова-
ниях и обобщениях.
12.4.6 . Оценка точности расчета показателей технологической
эффективности МУН
Точность расчета показателей технологической эффективности МУН оце-
нивается ошибкой расчета технологического эффекта от применения МУН,
зависящей отточности построения базового уровня добычи нефти [299,300].
Точность построения базового уровня добычи нефти оценивается стан-
дартной ошибкой прогноза этого уровня [300].
Ошибку расчета технологического эффекта от применения МУН — б, %
вычисляют по формуле:
8 = 100-
у ?ф(0~?пр(0
где q q6p (t) — фактическое и базовое расчетное значение месячной добычи
нефти на момент времени /, т; К - коэффициент, равный отношению гранич-
ного значения доверительного интервала (за пределы которого ошибки рас-
чета эффекта не выйдут с доверительной вероятностью Рд) к ,риг(Д спрог(/) -
стандартная ошибка прогноза базового уровня добычи нефти, т; /0 - время
проведения МПНП, мес.; / --текущее время, мес.
Для определения коэффициента Кп должны быть заданы доверительная
вероятность Рд и значение базового интервала7V6 (число месяцев-наблюде-
ний). По таблицам распределения Стыодента для заданных величин находят
значение коэффициента Кп.
При оптимальном значении доверительной вероятности Рд = 0,95 и мини-
мальном значении базового интервала^ = 4 коэффициент^ = 3, т.е. ошиб-
526
Раздел третий
ки расчета эффекта 5 будут находиться с доверительной вероятностью 0,95
в интервале с границами ± сг (0-
При определении ошибки расчета технологического эффекта от приме-
нения МУН по формуле следует задавать значения стандартной ошибки про-
гноза базового уровня добычи нефти в следующих пределах:
1,25 <5 <25,
где 5 - стандартная ошибка оценки (расчета), уточненная на число точек
аппроксимационного интервала; 5n)W.-стандартная ошибка прогноза базо-
вого уровня добычи нефти в «г» точке предыстории (аппроксимационного
интервала).
Ошибка расчета технологического эффекта, вычисленная по формуле,
не должна превышать 20%.
В противном случае результаты расчета технологического эффекта при-
знаются неудовлетворительными и производят перерасчет.
12.4.7 . Определение снижения объемов попутно добываемой воды
Снижение объемов попутно добываемой воды производится как за счет
регулирования процессов разработки (основной объем), так и проведения
МУН.
Снижение объема попутно добываемой воды за счет регулирования раз-
работки определяется для случая, когда базовым методом разработки явля-
ется заводнение нефтяных пластов.
Снижение объема попутно добываемой воды производится за счет регу-
лирования разработки (нестационарное заводнение, изоляция обводненных
пластов, отключение обводненных скважин, снижение отборов по высоко-
обводненным скважинам) и осуществления мероприятий по охране недр
(ликвидация заколонных перетоков, герметазация эксплуатационных колонн)
[26, 301, 302].
Изменение объема попутно добываемой воды должно рассчитываться как
разность между фактической добычей воды за период проведения МУН и
базовой добычей воды за этот период. Базовую добычу воды определяют
как разность между базовой добычей жидкости и базовой добычей нефти за
период проведения МУН.
Для определения снижения объема попутно добываемой воды за счет
МУН используются характеристики вытеснения. На рис. П.7.2 отрезок MS
соответствует величине снижения объема попутно добываемой воды при
применении МУН по сравнению с базовым режимом на одно и то же коли-
чество добытой нефти. При расчете экономии попутно добываемой воды на
определенный момент времени необходимо подсчитать количество воды,
добытой в точке М и в точке Р, а затем определить их разность.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
527
Снижение объемов добываемой воды приводит к снижению объемов за-
качки воды. Дополнительное сокращение добычи и закачки воды считается
в экономической части как дополнительный экономический эффект.
12.4.8 . Применение интегральных показателей сравнения
технологической эффективности МУН
Для сравнения технологической эффективности различных МУН наряду
с показателями удельной эффективности можно применять интегральные
технологические показатели. Одним из них является показатель БПЭ - без-
размерный показатель эффективности, предложенный А.Н.Шакировым [21].
По мнению автора, интегральным показателем, от ражающим особеннос-
ти геологического строения и разработки залежей, является дебит скважи-
ны - (<у), а изменение темпа добычи нефти в результате реализации МУН
определяется зависимостью накопленной дополнительной добычи нефти
(A0J от продолжительности эффекта. Поэтому для оценки эффективности
технологий физико-химического воздействия на пласт в различных фаци-
альных условиях и сопоставимости результатов автором введен безразмер-
ный показатель эффективности той или иной технологии
Кф(БПЭ) = А2н/(^),
где А(2Н (т) - дополнительная добыча нефти за счет МУН с начала меропри-
ятия; qn, (т/сут)-дебит нефти до мероприятия; f-время работы скважин, за
которое получена дополнительная добыча нефти.
БПЭ представляет отношение среднесуточной дополнительно добытой
нефти к дебиту скважины до применения метода и является производной
функции отклика природной геологической системы на возмущающее дей-
ствие той или иной технологии.
Следует отметить, что использование БПЭ для оценки эффектив! юс ги тех-
нологий физико-химического воздействия является обоснованным, так как
по ряду скважин, взятых для анализа, эффект от применения МУН закон-
чился, по другим продолжается, и использование только удельного показа-
теля эффективности может исказить истинную картину эффективности МУН.
Следует отметить, что определение БПЭ i гутем деления фактической сред-
несуточной дополнительной добычи на дебит скважины до применения МУН
снижает абсолютный показатель, так как не учитывает снижение начального
дебита скважины во времени без применения метода. Но для сравнения эф-
фективности различных технологий БПЭ может успешно применяться про-
мысловыми геологами в практической работе в качестве экспресс-метода.
В работе [175] предложен другой экспресс-метод технико-экономичес-
кой оценки эффективности различных МУН. По этой методике вначале оце-
нивается объем минимально необходимой дополнительно добытой нефти,
528
Раздел третий
который позволяет окупить затраты на применение МУН (А0^н). Затем
определяется коэффициент кратности эффекта от МУН
Абобщ
п =------.
A0min
Предложенный авторами подход может использоваться промысловым
геологом, но с учетом определения реальных затрат на добычу дополни-
тельной нефти от применения МУН, включающих как максимум условно-
переменные затраты, а не полную себестоимость нефти, как это принято ав-
торами в работе [175].
12.5. Документация по расчету технологической
эффективности МУН
По результатам проведенных расчетов ТатАСУнефть предоставляет по
установленной ОАО «Татнефть» периодичности отчетность по формам, ука-
занным в Приложении 19.
Кроме того, ежеквартально и по заказу строятся диаграммы (гистограм-
мы) с сопоставлением расчетных и нормативных значений дополнительной
добычи нефти по месяцам с начала применения МУН по любым объектам
(рис.П.7.5).
Первичная документация по проведенным расчетам остается в ТатАСУ-
нефть.
12.6. Определение экономической эффективности МУН
12.6.1. Показатели экономической оценки
При экономической оценке вариантов разработки нефтяных месторожде-
ний, различных геолого-технических мероприятий, проводимых на скважи-
нах, и МУН используются следующие экономические показатели, применя-
емые в рыночной экономике [303—305].
1. Поток наличности (NPV).
Дисконтированный поток денежной наличности - сумма чистой прибыли
и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, на-
правляемых на освоение нефтяного месторождения. Она определяется как
сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:
ЛУГ_^(Пч, + 4)-*,
£ (1 + £н)'"'р
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
529
где NPV- дисконтированный поток денежной наличности; Пч- прибыль от
реализации в t-м году; А — амортизационные отчисления в /-м году; Kt —
первоначальные инвестиции в разработку месторождения в 1-м году.
2. Прибыль от реализации.
Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный
на величину эксплутационных затрат с включением в них амортизационных
отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюд-
жетные фонды. Расчет чистой прибыли производится с обязательным при-
ведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году.
Дисконтирование осуществляется путем деления величины чистой прибыли
за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:
' (1+д,Г'р
где Пч — прибыль от реализации продукции; Т— расчетный период оценки
деятельности предприятия; В - выручка от реализации продукции в 1-м году;
1 — эксплуатационные затраты с амортизацией в 1-м году; Н( — сумма нало-
гов; £н — норматив дисконтирования, доли ед.; t, 1 — соответственно теку-
щий и расчетный год.
Выручка от реализации продукции (Bf) рассчитывается как произведение
цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы добычи:
в,=(Цн<2н+Цг<2Л
где —соответственно цена реализации нефти и газа в t-м году; QH,QT~
соответственно добыча нефти и газа в t-м году.
3. Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR).
Внутренняя норма возврата капитальных вложений представляет собой
то значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвести-
ций равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются. Или, дру-
гими словами, это то значение норматива дисконтирования, при котором
величина суммарного потока наличности за расчетный срок равна нулю.
£(Пч, + Л)-^_0
/=1 (1 + IRR)'~'P
Определяемая таким образом внутренняя норма возврата капитальных
вложений сравнивается затем с требуемой инвестором нормой дохода на
вкладываемый капитал. Если расчетное значение IRR равно или больше
требуемой инвестором нормы дохода, инвестиции в данный проект оправ-
даны.
530
Раздел третий
4. Индекс доходности (РГ).
Индекс доходности характеризует экономическую отдачу вложенных
средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых
поступлений (чистой прибыли и амортизациошзых отчислений) к суммарно-
му дисконтированному объему капитальных вложений:
f (Пч, + 4)
Й(1 + Д,)^
£ к, ’
5. Период окупаемости вложенных средств.
Период окупаемости (П ) - это продолжительность периода, в течение
которого сумма дисконтированных чистых доходов достигает величины дис-
контированной суммы инвестиционных расходов, т.е. это ничто иное, как
количество лет, по истечении которых начальные негативные значения на-
копленной денежной наличности полностью компенсируются ее положитель-
ными значениями. Период окупаемости может быть определен из следую-
щего равенства:
^(Пч,+4)-к
£ (1+£нГ'р
где Пок — период возврата вложенных средств, лет.
Иными словами это тот период, за пределами которого 7VPОстановится
и в дальнейшем остается неотрицательным.
6. Капитальные вложения.
Для капиталоемких МУН (тепловые, газовые, рудничные), которые при-
меняют обычно с самого начала разработки месторождения, капиталовложе-
ния рассчитываются по годам ввода месторождения до конца разбуривания и
обустройства и далее за пределами этого срока (если имеется необходимость).
Остальные МУН (физико-химические, физические и биотехнологичес-
кие) обычно не требуют капитальных затрат или требуют их в ограниченных
объемах. Обычно они применяются на уже разбуренных месторождениях
после освоения системы заводнения. Поэтому для нефтяных месторожде-
ний, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капи-
тальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой:
новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевоо-
ружение.
Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям,
включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
531
Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового обустрой-
ства производится в соответствии с объемными технологическими показа-
телями по каждому варианту разработки и удельными затратами в разрезе
отдельных направлений.
7. Эксплуатационные затраты.
Эксплуатационные расходы рассчитываются в соответствии с удельны-
ми текущими затратами и объемными технологическими показателями в
разрезе следующих статей:
— обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;
- энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;
- поддержание пластового давления;
— сбор и транспорт нефти и газа;
— технологическая подготовка нефти;
— капитальный ремонт скважин;
- амортизация скважин.
Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема меха-
низированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней
стоимости электроэнергии и ее удельного расхода.
Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат
на обслуживание нагнетательных скважин, затрат на закачку воды. При оп-
ределении затрат на закачку воды исходят из объема закачиваемой в пласт
воды, ее стоимости и энергетических затрат. Норматив для определения энер-
гетических затрат при закачке воды в пласт устанавливается исходя из удель-
ного расхода электроэнергии и стоимости 1 кВтч электроэнергии.
Кроме традиционных статей калькуляции в состав эксплуатационных затрат
на добычу нефти и газа учтены расходы на экологию, платежи за кредит, а
также налоги, относимые на себестоимость добываемой продукции.
Проектирование тепловых, газовых, рудничных МУН производится спе-
циально, т.е. составляются технологические схемы (проекты) разработки с
применением этих МУН.
Проектирование остальных МУН (физико-химических, физических, мик-
робиологических) обычно ведется при составлении технологических схем
(проектов) разработки нефтяных месторождений. При этом определяются
МУНы, по своим характеристикам пригодные для данного месторождения,
подсчитывается дополнительная добыча за счет них и с учетом этого рас-
считываются технико-экономические показатели разработки варианта с при-
менением МУН. Из нескольких вариантов выбирается рекомендуемый. Рас-
чет варианта с применением МУН проводится следующим методом. По выб-
ранным участкам технологи определяют наиболее эффективные для данных
геологических условий методы и скважины, на которых предусматривается
их применение. Затем по удельной технологической эффективности (УТЭ)
подсчитывают дополнительную добычу за счет всех предлагаемых методов.
532
Раздел третий
Эту добычу приплюсовывают к варианту без МУН. Получается новый вари-
ант. Эта методика может применяться при проектировании разработки, но
только при периодическом анализе и пересмотре УТЭ МУН не реже одного
раза в 5 лет. Если этого не делать, то точность расчетов снижается. Поэтому
при проектировании разработки варианты с МУН должны обосновываться
более убедительно. Здесь необходимо на выбранных участках определить
охват МУН балансовых запасов участка и по возможности предлагаемых
МУН по повышению КИН рассчитать прирост извлекаемых запасов нефти.
Затем по принятой методике гидродинамических расчетов определить дина-
мику дополнительной добычи нефти но годам, которую добавить к показате-
лям варианта без МУН. Так получается новый вариант разрабш ки с МУН.
Методика экономической оценки МУН приведена в Приложении 20.
J 2.6.2. Выбор варианта, рекомендуемого к реализации
Конечной целью экономической оценки вариантов разработки является
выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промыш-
ленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность
нефтедобычи.
Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них рекомендуется
проводить с использованием вышеприведенной системы показателей.
Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого вариан-
та из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV).
Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за
проектный срок разработки. Характерная особенность этого показателя в
том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых
месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Рас-
чет NPV дает отчет об эффективности варианта в целом.
Показатель внутренней нормы возврата капитальных вложений (IRR)
определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый ка-
питал, сравниваемую с действующей процентной ставкой на кредит. Если
расчетный показатель IRR равен или больше процентной ставки, инвести-
ции в данный проект являются оправданными.
Здесь необходимо отметить тот факт, что показатель 1RR играет важную
роль при оценке проектов по вновь вводимым месторождениям, требую-
щим значительных капитальных затрат.
В проектах доразработки, которые в основном не требуют значительных
капиталовложений, а также в проектах, предусматривающих применение
методов повышения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях, связанных в
основном с повышенными текущими затратами, показатель IRR играет вспо-
могательную роль и, как правило, не участвует в процессе выбора наилуч-
шего варианта.
Проектирование и оценка техиико-экоиомической эффективности
533
Показатель - индекс доходности (РГ) так же, как и IRR, имеет «весомое»
значение, если проектируется вновь вводимое месторождение с большими
капитальными затратами. В этом случае его значение интерпретируется сле-
дующим образом: если PI> 1, вариант эффективен, если Pl< i - вариант
разработки нерентабелен.
При проектировании месторождений уже обустроенных, либо находящихся
на поздних стадиях, этот показатель определяется с учетом уже существую-
щих основных фондов.
Показатель-период окупаемости, устанавливаемый временем возмеще-
ния первоначальных затрат, так же, как и два предыдущих, характерен для
вновь вводимых месторождений, требующих полного обустройства. Чем
меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый ва-
риант.
Каждый из перечисленных критериев сам по себе не являегся достаточ-
ным для выбора варианта проектируемого объекта. Решение о принятии ва-
рианта к реализации должно приниматься с учетом значений всех интег-
ральных показателей и интересов всех участников проекта.
Покажем применение методики определения эффективности МУН
на примере Алексеевского нефтяного месторождения в Татарстане
Алексеевское месторождение является типичным многообъектным, мно-
гопластовым нефтяным месторождением. Нефтеносность здесь установле-
на как в регионально нефтяных горизонтах девона и карбона (горизонт ДI,
тульско-бобриковские и кизеловские отложения нижнего карбона), так и в
локально-нефтеносных горизонтах (ДП,ДШ, данково-лебедянские и завол-
жские отложения).
В пробной эксплуатации пребывало 88 скважин. Средний дебит состав-
лял 5 т/сут, изменяясь от 0,5 до 15 т/сут. За время разработки на природ-
ных режимах пластовые давления снизились на залежах нижнего карбона
на 3,5-4,8 МПа, на залежах девона на 0,9—4,2 МПа. Дальнейшая эксплуа-
тация месторождения без развития системы воздействия при существую-
щем темпе снижения пластовых давлений может привести к проявлению
необратимых деформаций, снижению проницаемости пластов и продук-
тивности скважин.
Поэтому возникла необходимость составления новой TCP, в кот орой пред-
лагалось предусмотреть применение гидродинамических третичных МУН.
В работе ТатНИПИнефть было рассчитано 4 варианта разработки.
Первый вариант предусматривает разработку залежей при сложившейся
системе и условиях разработки на естественном упруго-водонапорном ре-
жиме. На месторождении пробурено 120 скважин, в добывающем фонде
находится 84 скважины. Способ добычи механизированный. Расчетная до-
534
Раздел третий
быча нефти по этому варианту составит 1752,9 тыс.т, ожидаемый КИН 0,067,
водонефтяной фактор 1,7. Предельная обводненность продукции скважин
90%. Срок разработки 34 года.
Второй вариант предусматривает разработку больших залежей с осуще-
ствлением поддержания пластового давления (ППД) согласно выбранной
внутриконтурной системе заводнения. Способ добычи механизированный.
Принятое в расчетах забойное давление для тульско-бобриковских и кизе-
ловских залежей 4,5-5 МПа, для заволжских — 5-5,5 МПа, девонских —
5-6 МПа. Давление на устье нагнетательных скважин для тульской залежи
10-12 МПа, кизеловских - 7-9 МПа, девонских - 10-14 МПа. Расчетная
компенсация отбора жидкости из пласта закачкой с учетом добычи жидко-
сти из залежей, разрабатываемых на естественном режиме, из карбонатных
коллекторов кизеловского горизонта- 100%, терригенных коллекторов туль-
ского горизонта — 35%, девонских залежей — 80%.
Проектный фонд для бурения по второму варианту 114 скважин, из них
69 добывающих, 19 нагнетательных, 8 оценочных и 18 резервных. Расче-
ты показывают, что за счет разбуривания залежей и внедрения внутрикон-
турного заводнения КИН в целом по месторождению увеличится в сравне-
нии с базовым вариантом па 14 пунктов и составит 0,207. Темп отбора при
проектном уровне, равном 180,1 тыс.т, составит 3,3% от вовлеченных НИЗ.
Накопленная добыча нефти к концу расчетного периода - 5415,8 тыс.т,
ВНФ - 2,0. Обводненность к концу разработки - 88,3%. Срок разработки
47 лет.
Третий вариант дополнительно к мероприятиям второго варианта на всех
эксплуатационных объектах предусматривает применение новых технологий
воздействия на шгаст, таких, как ВУС, НСКО, ГСКО, ПАВ ОП-10, ОЭЦ, АХВ,
гипан+жидкое стекло, резиновая крошка, закачка гидрофобной эмульсии.
Расчет ный КИН по третьему варианту - 0,214, извлекаемые запасы - 5613,0
тыс.т, в т.ч. 197,2 тыс.т за счет МУН. ВНФ - 2,5. Максимальный уровень
добычи нефти — 186,9 тыс.т достигается в 2013 году и удерживается в тече-
ние 3-х лет, темп отбора от утвержденных НИЗ 3,3%.
Четвертый вариан т предусматривает для поддержания пластового давле-
ния закачку водогазовой смеси вместо воды. Максимальный годовой отбор
нефти 205,3 тыс.т достигается в 2014 году и удерживается в течение 4-х лет.
Темп отбора от расчетных извлекаемых запасов 3,4%. Срок разработки в
этом варианте, как во втором и третьем, составит 47 лет. Расчетная обвод-
ненность к концу разработки - 86,3%, ВНФ - 2,1. За весь срок разработки
по месторождению будет отобрано 6036,0 тыс.т нефти, КИН достигнет 0,230.
Ожидаемый прирост дополнительной нефти, к утвержденным НИЗ, в чет-
вертом варианте - 423 тыс.т.
Расчетные показатели приведены в табл. 12.3,12.4.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
535
Таблица 12.3
Характеристика расчетных показателей вариантов разработки
Алексеевского месторождения
Показатели Варианты
I II Ш IV
Режим разработки Естест- венный режим Внутр зав ГМУН иконтурное однение Физико- химические МУН Внутриконтурное заводнение Водогазовое воздействие
Система размещения скважин неравномерная квадратная
Плотность сетки скважин, га/скв. 16,0
Проектный уровень добычи нефти, тыс.т 116,6 180,1 186,9 205,3
Темп отбора от НИЗ при проектном уровне, % 2,2 3,3 3,3 3,4
Год выхода на проектный уровень 2004 2014 2013 2014
Продолжительность проектного уровня, годы 1 3 3 4
Проектный уровень добычи жидкости, тыс.т 198,1 508,6 508,6 583,4
Проектный уровень добычи газа, млн.нм3 1,77 2,74 2,84 3,12
Проектный уровень закачки воды, тыс.м3 - 346,7 346,7 405,5
Фонд скважин за весь срок разработ- ки, всего 126 240 240 240
До расчета технико-экономических показателей разработки была про-
ведена экономическая оценка минимально допустимых извлекаемых запа-
сов нефти и минимального начального дебита новых скважин при суще-
ствующих условиях (ДНС - действующей налоговой системе и уровне
затрат).
Минимально допустимые извлекаемые запасы нефти представляют со-
бой то значение извлекаемых запасов, при добыче которых дисконтирован-
ный поток наличности за период нормативного срока службы скважины
при действующей налоговой системе будет равен нулю, т.е. сумма дискон-
тированных денежных притоков будет равна сумме дисконтированных де-
нежных оттоков. Это условие отражено в формуле:
г (одул,)-*,
/=1 (1 + Е)Мр
536
Раздел третий
где П(0-прибыль от реализации нефти в /-том году; А- амортизационные
отчисления в /-том году; К - капитальные вложения в разработку место-
рождения в /-том году; Ек - норматив дисконтирования, доли ед.; /-/ -
соответственно текущий и расчетный год; Т- нормативный срок службы
скважины.
Данное условие достигается путем подбора величины минимального на-
чального дебита по нефти qa, который равен:
где <7н — минимальный начальный дебит, т/сут; Qu> — проектная добыча нефти
в нервом году, тонн; К — коэффициент эксплуатации скважин, д.ед.; / —
календарный фонд времени, дней.
Результаты расчетов, минимальные запасы и минимальные дебиты вновь
бурящихся скважин приведены в табл. 12.5.
Как видно из расчетов, при размещении проектных скважин нужно ру-
ководствоваться толщинами пластов в пределах 3-метровой изопахиты - по
девонским залежам, 4-мегровой изопахиты — потульско-бобриковским, в
пределах 10-метровой изопахиты-по кизеловским и 20-метровой изопахи-
ты - по заволжскому и дапково-лебедянским залежам. Эти расчеты показы-
вают, что тульско-бобриковский объект может быть выделен только как объект
возврата, а карбонатные отложения заволжского и данково-лебедяпского
горизонтов необходимо объединить в один объекте карбонатным кизеловс-
ким горизонтом, бурить па них единую сетку скважин, а разработку вести
раздельно, в определенной последовательности.
На основании всех имеющихся данных произведен расчет экономичес-
ких показателей рассмотренных вариантов. Исходные данные для расчетов
приведены в табл 12.6. При этом исходили из следующих условий.
1) Условия реализации нефти.
При реализации нефти на внутреннем рынке цепа принята равной 2700
руб. за тонну (с НДС), при реализации па внешнем рынке - 130 долларов
США за тонну па ближнее зарубежье, 133,8 доллара США за топну па даль-
нее зарубежье, цена нефти сорта Urals - 146,0 долларов США за тонну. Доля
нефти, реализуемой на внешнем рынке, принята равной 20% па дальнее за-
рубежье, 33% на ближнее зарубежье. Транспортные расходы при экспорте
нефти составляют для дальнего зарубежья 11,5 долл. США за топну нефти,
для ближнего зарубежья - 7,7 долл. США за тонну нефти, при переводе
долларов в рублевый эквивалент использовался обменный курс, равный
31,3 руб./долл.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
537
538
Раздел третий
Предельные извлекаемые запасы нефти и минимальные дебиты по горизонтам
Алексеевского месторождения
Продуктивные горизонты ардатовский 1958 21,4 16 0,166 0,643 0,819 0,936 О о" 3,2 £‘9
муллинский 1812 1 ОО o' 16 0,189 0,870 0,834 0,935 о о" ci чГ
пашийский 1838 сч 16 0,199 0,830 0,834 0,935 о о" чэ ci су чэ
данково- лебелянский 1673 8 16 0,091 О чэ 43 МП ЧО оо o' о" Су о о" 23,6 Оу
заволжский 1608 ес оГ 16 0,096 0,645 0,808 0,942 о" оГ vi
. i кизеловскии 1502 О оо 16 0,129 0,650 0,87 0,948 о" ч^ оГ с*у V?
бобри- ковский 1456 16 0,186 0,760 0,85 0,943 су о" су оу
тульский 1456 >Л 16 0,194 0,75 0,88 0,961 ес СЧ о" Су чп"
Показатели Средняя глубина скважин, м Предельные извлекаемые запасы нефти, тыс.т/скв. Плотность сетки, га Пористость, д.ед. нефтенасыщенность, Д-ед. Плотность нефти, кг/м3 Пересчетный коэффициент, д.ед. |кин Минимальная толщина пласта, м Минимальный начальный дебит, т/сут
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
539
2) Оценка капитальных вложений и производственных расходов.
Капитальные вложения рассчитывались в соответствии с «Регламентом
составления проектных технологических документов на разработку нефтя-
ных и газовых месторождений», утвержденным Минтопэнерго в 1996г. Про-
изводственные расходы рассчитывались в соответствии с главой 25 Нало-
гового кодекса РФ.
Расчет капитальных вложений в разработку месторождения проводился
по отдельным направлениям, включающим в себя затраты па бурение сква-
жин, оборудование, нефтепромысловое строительство и природоохранные
мероприятия. Кроме того, определена потребность в дополнительном обо-
рудовании, не входящем в сметы строек. В ОАО «Татнефть» эти затраты
рассчитываются нормативно от величины ежегодных амортизационных от-
числений. Для данного расчета принят норматив 10%.
Капитальные затраты на бурение скважин определялись по фактичес-
ким данным ЗАО «Алойл». Стоимость (с НДС) 1 м проходки наклоппо-
паправлеппой скважины составила 4500 руб./м, горизонтальной скважи-
ны - 7920 руб./м.
Капитальные затраты на нефтепромысловое строительство и обустрой-
ство были рассчитаны по нормативам, разработанным проектной частью
ТатНИПИнефть в ценах 1991 г. с применением коэффициента удорожания.
В расчетах предусмотрены затраты на природоохранные мероприятия в объеме
10% от затрат па нефтепромысловое строительство.
В 4 варианте в капитальных затратах учтены инвестиции в строительство
насосно-бустерной установки стоимостью 12 млн.руб.
Производственные расходы па добычу нефти включают в себя расходы,
связанные с производством и реализацией, налоги и отчисления.
Производственные расходы определены но удельным затратам, сложив-
шимся в ОАО «Татнефть» на основе калькуляции себестоимости за 1 -е по-
лугодие 2003 года.
Амортизационные отчисления определены по нормам амортизации: для
скважип - 9,1%, для прочего оборудования - 8,2%.
В расчетах предусмотрены затраты на страхование проекта в размере 1%
от выручки от реализации нефти.
При расчете производственных расходов предусмотрены затраты па про-
ведение МУН. Стоимость МУН заложена на основе фактических данных
ОАО «Татнефть».
Кроме того, в расчетах учтены затраты на перевод нагнетательных сква-
жип под добычу, перевод скважин па другие горизонты и затраты на ликви-
дацию скважин.
3) Налоговая система.
Экономическая оценка разработки Алексеевского месторождения выпол-
нена в условиях действующего Налогового кодекса.
540
Раздел третий
При расчете экономических показателей были учтены следующие виды
налогов и платежей:
— налог на добавленную стоимость исчисляется от цены нефти и состав-
ляет 18%;
— налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2% от среднего-
довой стоимости основных фондов;
- налог на прибыль исчисляется от балансовой прибыли, остающейся от
выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех нало-
гов, и составляет 24%.
Налоги и платежи, учитываемые в составе производственных расходов:
— от фонда оплаты труда исчисляется единый социальный налог в разме-
ре 35,6%;
Таблица 12.6
Исходные данные для расчета экономических показателей.
Алексеевское месторождение
Показатели Значения
1 2
Цена реализации нефти на внутреннем рынке, руб./т нефти на внешнем рынке, долл. США/т - страны СНГ - дальнее зарубежье - Urals 2700 130,0 133,8 146,0
Платежи и налоги - НДС при реализации нефти и газа, % - экспортная пошлина, $/т - на имущество, % - на прибыль, % налог на добычу полезных ископаемых: - единый социальный налог, % - плата за землю, тыс.руб./доб.скв. 18 12,8 2 24 35,6 з.з
Капитальные вложения Стоимость 1 м проходки наклонно-направленг ых скважин, руб./м Стоимость 1 м проходки горизонтальных сква: <ин, руб./м Оборуд., не вход, в сметы, для нефтедобычи, т >1с.руб./скв.доб. Оборудование для прочих организаций, % Сбор и транспорт нефти и газа, тыс.руб./скв.дс б. ППД, тыс. руб./скв. нагн. Электроснабжение и связь, тыс.руб./скв.доб. КИП и АТ,"-" Автодорожное строительство, Промводоснабжение Прочие, % Природоохранные мероприятия, % от НПС Норматив на обновление ОПФ, % от аморт. от шсл. 4500 7920 383,9 54,5 339,9 926,5 120,9 95,7 58,6 121,4 2,0 10 10
Проектирование и оценка гсхинко-ткономичсекон эффективное и
541
Продолжение таблицы 12.6
1 2
Производственные расходы - обслуж. нефт. добыв, скв. (с общепром, затр.), тыс.руб./скв.-год - обслуж. нагнет, скв., тыс.руб./скв.-год - технологическая подготовка нефти, руб./т жидк. - сбор и транспорт нефти, руб./т жидк. - произв. с/с газа, руб./тыс.м3 газа - стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, руб. - стоимость 1 кВт договорной мощности, тыс. руб. - удельный норматив на содержание сетей, тыс.руб./скв.-год - стоимость капитал, ремонта доб. скв., тыс.руб./скв. - стоимость капитал, ремонта нагнет, скв., тыс.руб./скв. - стоимость воды, руб./м3 - затраты на страхование проекта, % от выручки - затраты на возврат скв. на др. гориз., тыс.руб./скв. - затраты на перевод нагн. скв. под добычу, тыс.руб./скв. Затраты на проведение МУН, тыс.руб./скв.-оп. - ПАВ ОП-Ю (нагн.) - ОЭЦ (иагн.) - Гидроф. эмул. (нагн.) - АХВ (доб.) -КЛАС - УДВ (доб.) - СНПХ-9633 - Рез. кр. (доб.) - Гипан + ж.ст. (доб.) - ВУС (доб.) - НСКО (доб.) - ГСКО (доб.) 568,5 188,0 9,2 2,3 506,6 0,4 0,5 8,2 80,2 121,4 0,025 1 634 513 150 907 200 80 77 59 280 172 213 185 128 138
Дополнительные данные Норма амортизационных отчислений на реновацию, %: - скважин - прочих осн. фондов Удельный расход на механизированную добычу: - эл. энергии при добыче нефти, кВт-ч/т жидк. - договорной мощности при добыче нефти, кВт/тыс.т жидк. - эл. энергии на закачку воды в пласт, кВт-ч/м3 Удельная численность ППП на 1 доб. нефт. скв. дейст. фонда, чел. Среднемесячная зарплата 1 человека ППП, тыс.руб. Затраты на ликвидацию скважин, тыс. руб./скв. Доля нефти, направляемая на экспорт, всего, % в т.ч. - страны СНГ - дальнее зарубежье Коммерческие (транспорт.) расходы при экспорте нефти, долл./т - страны СНГ - дальнее зарубежье Норматив привед. разноврем. затрат - 1, доли ед. Норматив привед. разноврем. затрат - 2, доли ед. Курс доллара США, руб./долл. 9,1 8,2 8,4 3,3 8,2 0,8 5,7 211,9 53 33 20 7,7 11,5 0,10 0,15 31,3
542
Раздел третий
— плата за землю представлена как удельная величина в расчете на
1 добывающую скважину действующего фонда;
- налог на добычу полезных ископаемых.
В период с 1 января 2004 года по 31 декабря 2006 года налоговая база
НДПИ при добыче нефти определяется как количество добытых полезных
ископаемых при добыче нефти в натуральном выражении. Налоговая ставка
при добыче нефти составляет 347 руб/т., при этом указанная налоговая став-
ка корректируется коэффициентом Кц, характеризующим динамику миро-
вых цеп на нефть.
Данный коэффициент определяется налогоплательщиком самостоятельно
по формуле:
Кц = (Ц - 8) х Р/252 ,
где Ц — средний за налоговый период (налоговым периодом признается
квартал) уровень цен сорта нефти Urals в долларах США за баррель (в
расчетах - 31,3 долл. США/руб.).
Величина единого налога на добычу полезных ископаемых исчисляется
как произведение соответствующей налоговой ставки, исчисленной с уче-
том коэффициента Кц, и объема реализации нефти.
С 1 января 2007 года налогообложение будет производиться по налого-
вой ставке 16,5% от выручки от реализации нефти без налога на добавлен-
ную стоимость, уменьшенной на сумму расходов на оплату таможенных
пошлин и транспортных расходов.
Величина таможенной пошлины, которая рассчитывается в зависимости
от цены нефти, равна 12,8 долл.США/т, т.е. составила 35% от разницы меж-
ду ценой 146,0долл.США/ти 109,5 долл.США/т.
Рассмотрение полученных данных позволяет рекомендовать для внедре-
ния четвертый вариант разработки.
12.6.3. Экономическая оценка прироста добычи нефти
за счет МУН
При применении МУН па освоенном месторождении, когда результатом
внедрения технологий является изменение только одного технологическо-
го параметра (добыча нефти) и за базу сравнения принимается заводнение,
расчет экономической эффективности предлагаемой технологии проводится
по упрощенной схеме—на прирост добычи нефти. При этом для определе-
ния реальной экономической эффективности следует учитывать лишь ус-
ловно-переменные затраты, связанные с изменением объемов добычи не-
фти и жидкости (энергетические затраты на добычу и закачку воды, сбор и
транспорт, подготовку нефти, обслуживание скважин, текущий ремонт
скважин).
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
543
В этом случае чистая прибыль, остающаяся в распоряжении предприя-
тия, рассчитывается по формуле:
Пч = В - Эуп - Н,
где Пч = чистая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, В -
выручка от реализации дополнительной нефти; Эуп - производственные ус-
ловия, переменные затраты, рассчитанные на основании соответствующих
систем калькуляции, а также текущие затраты, связанные непосредственно
с внедрением МУН; Н - налоги и платежи, осуществляемые предприятием в
соответствии с действующим законодательством.
В табл. 12.7 приведены результаты расчета технико-экономической эф-
фективности некоторых МУН, применяемых в РТ по изложенной методике.
Таблица 12.7
Сравнение основных технико-экономических показателей вариантов разработки
Алексеевского месторождения
Показатели Варианты
1 2 3 4
Добыча нефти, тыс. тонн 785,9 4448,9 4646,0 5069,0
Добыча газа, млн. м3 0,02 60,9 63,6 69,3
Эксплуатационное бурение, тыс. м 0 185,9 185,9 185,9
Капитальные вложения, млн. руб. 74,3 1017,7 1017,7 1029,9
Выручка от реализации, млн. руб. 2704,9 15313,1 15991,5 17447,5
Производственные расходы, млн. руб. 1931,1 8216,6 8436,3 8821,3
Чистая прибыль дисконтированная, млн.руб. - при Кд = 0,1 - при К,, = 0,15 242,6 232,5 1121,4 798,1 1212,2 859,9 1409,8 973,0
Поток наличности дисконтированный (NPV), млн. руб. -при Кл-0,1 - при Кл= 0,15 640,5 568,7 1318,8 934,9 1409,6 996,6 1603,3 1105,1
Поступления в бюджет, млн. руб. 1029,7 6105,4 6399,9 7052,2
Индекс доходности инвестиций (Р1), доли ед. 15,0 3,3 3,5 3,8
Срок окупаемости капитальных вложений, лет 1 1 1 1
К изложенной методике необходимо добавить несколько комментариев.
Выбор для расчета только условно-переменных затрат является доста-
точно обоснованным и даже несколько завышенным. Действительно, МУНы
в этих случаях внедряются на месторождениях с освоенной системой раз-
работки, т.е. скважины пробурены, система заводнения полностью освое-
на, персонал имеется в полном объеме. Дополнительная добыча нефти по-
лучается на созданных мощностях и при имеющемся персонале. По суще-
ству дополнительные затраты идут на подъем, перекачку, подготовку и
транспорт нефти, т.е. в основном это энергетические затраты и затраты на
544
Раздел третий
проведение самих МУН и реагентов для подготовки нефти. Такой подход
к оценке экономической эффективности МУН позволяет оценить реальный
эффект от этих методов и опровергнуть расхожие суждения о том, что
применение МУН удорожает процесс добычи нефти. Применение МУН на
действующих месторождениях, наоборот, снижает себестоимость добычи
нефти. Поэтому в рыночных условиях резко возросли объемы внедрения
физико-химических и физических МУН и резко снизились объемы капи-
талоемких тепловых и газовых МУН, которые требуют изначально боль-
ших затрат на внедрение.
Существующие методы оценки экономической эффективности МУН на
практике не позволяют в полной мере учесть эффект от их внедрения. Дело
в том, что все затраты на добычу, переработку жидкости и заводнение от-
носятся на тонну добытой нефти. На поздней стадии при высокой обвод-
ненности продукции возникает необходимость отдельного учета затрат на
добычу попутной воды, подготовку ее для обратной закачки в пласт через
систему ППД. Большинство МУН снижают объемы добычи попутной воды,
а следовательно, и закачки ее в пласт. Необходимо считать эти эффекты от-
дельно.
В работе [175] предлагается следующая формула экспресс-оценки эф-
фективности МУН
А0(Цн-Сн)>^Х-Зр;+ЛК + ЛЭ,
1=1
где &Q - объем дополнительно добытой нефти при использовании данного
метода; V. - расход z-ro реагента по данной технологии, т(м3); 3 - затраты на
закачку 1 т(м3) композиции химреагентов; ДК-дополнительные капвложе-
ния, связанные с проведением МУН; ДЭ - прирост затрат на природоохран-
ные мероприятия; Цн, Сн —отпускная цена и промысловая себестоимость 1 т
нефти.
Налоги учитываются через промысловую себестоимость дополнительно
добытой нефти. Параметр 3 включает в себя цену z-ro реагента и стоимость
работ по закачке.
Объем минимально необходимой дополнительно добытой нефти, который
позволяет окупить затраты на применение МУН - А £4™ .
Но и в этой приведенной формуле учитывается полная промысловая се-
бестоимость нефти, а не только ее часть, состоящая из условно-переменных
затрат.
В случае, когда для проведения мероприятия по увеличению нефтеизвле-
чения не требуются дополнительные инвестиционные ресурсы капитального
характера, для сравнения экономической эффективности проведения раз-
личных мероприятий используется показатель рентабельность-отноше-
изменения в процессе разработки
Условные обозначения’
• скважина основной сетки
низколродуктивный
коллектор
скважина, дополнительно
пробуренная
в заводненной зоне
высокопродуктивный
коллектор, заводненный
закачиваемой водой
,. - „ нагнетательные
I О скважины основной
" сетки, бывшие
под закачкой
нагнетательные
скважины основной
сетки, находящиеся
под нагнетанием
опытный участок
Рис. 8.13. Эффективность выработки запасов нефти из заводненного участка
Центрально-Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения
Добыча нефти, жидкости тыс. т
годы
Рис. 8.14. Центрально-Азнакаевская площадь Ромашкинского месторождения.
Опытный участок по применению технологии АСКУ- ВП
а) Карта разработки опытного участка Чишминской площади
б) График разработки по опытному участку
Рис. 8.15. Опытный участок по выработке остаточных запасов нефти по
про1рамме «Невод» Чишминской площади Ромашкинского месторождения
а) Карта разработки сееерного опытного участка
б) График разработки опытного участка
Рис. 8 16. Северный опытный участок по выработке остаточных запасов
нефти из заводненной зоны по программе «Невод» Ташлиярской площади
Ромашкинского месторождения
а) Карта разработки южного опытного участка
Добыча нефти, жидкости, тыс. т;
закачка воды, тыс. м3; обводненность, %
Рис. 8.17. Южный опытный участок по выработке остаточных запасов
нефти из заводненной зоны по программе «Невод» Ташлиярской площади
Ромашкинского месторождения
Средний дебит нефти, т/сут
455а 18977 1385313854 3333 335 18981 740 13859 14027 13856 3277 9042 3214
а) с параметрами принятых кондиционных значений
455а 189771385313854 3333 335 18981 740 13859 14027 13856 3277 9042 3214
б) с параметрами ниже принятых кондиционных значений
Условные обозначения:
Коллекторы с параметрами принятых кондиционных значений
IW Коллекторы с параметрами ниже принятых кондиционных значений
Отсутствие коллекторов
* Интервал перфорации
I Нагнетательная скважина | Добывающая скважина
Рис. 8.19. Геологический профиль по линии скважин №№ 455а-3214
Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения
ЭТАПЫ РАЗРАБОТКИ
Рис. 8.20. Динамика добычи и воспроизводство запасов нефти по Ромашкинскому месторождению
Рис. 8.21. Сводный сейсмический динамический разрез ЮТС по профилю «Гранит». Разрез демонстрирует
распределение амплитудно-частотных (энергетических) аномалий в пределах геодинамической системы
Южно-Татарского свода
Условные обозначения:
Химические МУН I I Газовые МУН
Термические МУН Общая добыче МУН
Рис. 10.1. Изменение годовой добычи нефти различными МУН в США
Рис. 10.5. Основные показатели, характеризующие в динамке состояние
нефтедобывающей промышленности России
Условные обозначения.
" Газовые —— Теплоаые —1 Химические
Рис. 10.2. Эффективность применения различных МУН в зависимости
от вязкости нефти
Рис. 10.3 Эфф ктивность применения различных МУН в зависимости
от проницаемости нефти
Газовые Тепловые — Химические
Рис. 10.4. Эффективность применения различных МУН в зависимости
от глубины месторождений
Рис. 11.1. Фактические (планируемые) и возможные уровни добычи нефти
на Ромашкинском месторождении при «щадящих» режимах разработки
Методы:
Е Z] 1 - физико-химические 3 - горизонтальное бурение
| 2 - стимуляция скважин 4 - совершенствование вскрытия пласта
Рис. 11.2. Технологическая эффективность применения новой
комплексной системы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти
по Аксубаево-Мокшинскому участку
Проектные скважины
• Вертикальные, горизонтальные скважины на башкирский ярус
• Вертикальные, горизонтальные скважины на бобриковский горизонт
® Разведочная скважина
□ Кустовая площадка
Контуры залежей
Каширского горизонта
Башкирского яруса
Бобриковского горизонта
Рис. 11.8. Фрагмент размещения проектных скважин Степноозерского месторождения
Рис. 11.10. Опытный участок по чередующейся закачке нефти и воды
(район скв. 1673, 1669) Ильмовского месторождения
Добыча нефти, тыс. т; жидкости, тыс. м3,
Средний дебит, т/сут; обводненность, %
пвашиа Добыча нефти, тыс. т Добыча воды, тыс. м3 Закачка воды. тыс. м’
...> Дебит нефти, т/сут Закачка нефти+сарной кислоты, т о Обводненность, %
Рис. 11.11. Опытный участок по чередующейся закачке нефти, воды
и серной кислоты на Ильмовском месторождении (р-он скв. 1679)
gag Добыче нефти, тыс. т Добыча жидкости, тыс. м5
Закачка воды, тыс. м’ Обводненность. %
Среднесуточный дебит нефти, т/сут ------- — Закачка нефти+серной кислоты, т
Рис. 11.12. Опытный участок по чередующейся закачке нефти, воды
и серной кислоты на Ильмовском месторождении (р-он скв. 3012)
ПВМ Добыча нефти, тыс. т Добыча воды, тыс. м1 Закачка воды, тыс. м1
Обводненность, % — — Количество реагента, т Среднесуточный дебит нефти, т/сут
б График разработки опытного участка по закачке сшитых полимерных систем в карбонатные
отложения турнейского яруса Ивашкинского участка
Рис. 11.13. Опытные участки Ивашкинского участка
Ивашкипо-Мало-Сульчинского месторождения
в) Расстояние менаду скважинами 475 м
Рис. 11.14. Геологические профили в направлении зарезки ствола скважины
по пласту
23578
Условные обозначения:
• Скв. проектные добывающие,
4 нагнетательные
Скв., работающие на другой пласт
-о р - добывающие,
•О - нагнетательные
Скв., работающие на пласт,
- добывающие ШГН, ЭЦН,
- нагнетательные
Л Скважины ликвидированные
Скв га метрические
% ~ добывающие,
♦у - нагнетательные
Перевод с одного горизонта на другой
Коллекторы:
Песчаники
Алевролиты
Глинистые коллекторы
Заводненные закачиваемой водой
Зоны отсутствия коллекторов
Рис. 11.15. Карта разработки пласта б3, Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения
Рис. 12.2. Схема участка пласта БС10 Западно-Сургутского месторождения (а)
и зависимость накопленной добычи нефти по участку воздействия
от накопленного времени при комплексном применении МУН (б)
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
545
ние чистой прибыли, полученной за весь срок проявления технологическо-
го эффекта, к производственным затратам.
Для поздней стадии разработки подсчет реальной экономической эффек-
тивности имеет свою специфику, отражающую особенности этого этапа раз-
работки. Месторождение разбурено, обустроено, вся инфраструктура со-
здана, коллективы нефтедобытчиков сформированы, высокая обводненность
продукции - часть скважин отключена или может быть отключена из разра-
ботки по причине нерентабельности эксплуатации. Здесь реальные затраты
на дополнительную добычу нефти по существу составляют энергетические
затраты на добычу, перекачку, первичную подготовку нефти, подготовку и
закачку воды в пласт - для рентабельно работающих скважин и условно
переменные затраты, связанные с объемами добычи—для нерентабельных
скважин. Для всех скважин, конечно, добавляются затраты на осуществле-
ние операций по научному сопровождению МУН.
В этих условиях для оценки экономической эффективности применения
методов увеличения нефтеотдачи можно использовать методику, предложен-
ную в работе [305].
Чистая прибыль определяется по формуле:
П = (ЦхЛ(? -Н -ЛЗ -3 -3 — Н.)х(1-й),
ц э мун ком фрх 4 пр7’
где Ц- цена реализации нефти, руб./т; Л£?н - дополнительная добыча нефти
за счет МУН, т; Нц - налоги, отчисляемые в бюджет от цены реализации
нефти (НДС и НДПИ); АЗ. - дополнительные эксплуатационные расходы на
добычу дополнительной нефти, руб.; 3 - зазраты на осуществление МУН;
Зком — коммерческие расходы на реализацию нефти; Нфр—налоги, включае-
мые в себестоимость добычи нефти, и налоги, выплачиваемые из прибыли;
Лпр - ставка налога на прибыль, доли единицы.
Рентабельность определяется по формуле:
Р = П/(АЗ +3 + 3 ).
4 э мун ком7
Сравнение технологий по экономической эффективности можно также
осуществлять по прибыли на 1 тонну дополнительной нефти:
П =П/Л0.
уд ^н
Затраты на осуществление методов увеличения нефтеотдачи пластов (3)
складываются из затрат на осуществление мероприятия на скважине (Змср),
научно-методическое сопровождение работ по ПНП (Знм):
3 =3 +3
доп мер нмс
Работы по повышению нефтеотдачи пластов непосредственно на скважи-
нах относятся к мероприятиям по капитальному ремонту скважин. Поэтому
546
Раздел третий
на работы по ПНП составляются сметы затрат независимо оттого, выполня-
ют эти работ ы сторонние по отношению к НГДУ предприятия или НГДУ
осуществляет их хозспособом силами цехов ПРС. В связи с отмеченным
фактические затраты на осуществление МУН па скважине должны прини-
маться согласно этим сметам.
Научно-методическое сопровождение работ по ПНП осуществляется на
основании договоров с авторами технологий или внедренческими органи-
зациями, в которых оплата предусматривается из расчета стоимости сопро-
вождения работ на одной скважине.
Мероприятия по МУН осущес твляются на действующих (рентабельных)
скважинах (или на участках применения МУН, где добывающие скважины
находятся в эксплуатации) и на простаивающих скважинах по причине не-
рентабельности их эксплуатации из-за низкого дебита или высокой обвод-
ненности продукции. Мероприятия по МУН на них осуществляются для пе-
ревода их из нерентабельного фонда в рентабельный.
При осуществлении мероприятий по МУН на рентабельном фонде сква-
жин имеют место дополнительные затраты на электроэнергию, на извлече-
ние дополнительной нефти, ее сбор, транспорт и подготовку, на реагенты
при под1 отовке дополнительной нефти и ее реализацию. Так как учет затрат
на добычу нефти ведется не по отдельным скважинам, а в целом по НГДУ,
эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти из каждой сква-
жины или участка с применением МУН ведутся по следующей формуле
где Д(?н - дополнительная добыча нефти за счет МУН по скважине или по
участку в отчетном периоде (месяце, квартале, году); Qh — добыча нефти в
целом по НГДУ в отчетном периоде; £ В.-затраты на оплату электроэнер-
гии (без затрат па содержание сетей), на извлечение, сбор, транспорт и под-
готовку нефти и закачку воды, реагенты па подготовку нефти и коммерчес-
кие расходы на реализацию нефти в целом по 11ГДУ
Показатель
*=£*<)/&
представляет собой удельные затраты, зависящие от объема добычи нефти.
При осуществлении МУН на бездействующей (нерентабельной) скважи-
не с последующим вводом ее в эксплуатацию дополнительные эксплуата-
ционные затраты па добычу дополнительной нефти рассчитываются по сле-
дующей формуле:
ДЭадн =(Zr,)x(^4)/E +Дбн х(ХВ,М,
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
547
где - суммарное время эксплуатации в отчетном периоде скважин, ко-
торые были введены в работу i юсле осуществления на них мероприятий по
МУН; Ai — затраты на обслуживание скважин в целом по НГДУ в отчет-
ном периоде: основная и дополнительная заработная плата, расходы на со-
держание и эксплуатацию оборудования, транспортные затраты в составе
цеховых расходов; Т - сутки эксплуатации добывающих скважин в целом
по I И ДУ в отчетном периоде.
Показатель
» = (Z4)/£
представляет собой удельные затраты, зависящие от количества скважин.
Предложенным способом можно определять технико-экономические по-
казатели (ТЭП) МУН за любой отрезок времени. На уровне НГДУ ежеме-
сячная оценка экономической эффективности по каждому участку МУП
позволяет выявлять неэффективные участки или участки, на которых эф-
фективность очень низка. Определение таких скважин дает возможность
проведения более детального анализа, который отобразит влияние на эконо-
мическую эффективность нарушений договорной, технологической и фи-
нансовой дисциплины, проблем технико-экономического и геолого-техни-
ческого характера, оказавших наибольшее влияние на получение незначи-
тельного результата от проведенного мероприятия. Более того, такая оценка
экономической эффективности позволяет подробно следить за выполнени-
ем плана предприятия.
При ежемесячных расчетах используются средние фактические цены ре-
ализации нефти и фактические удельные затраты отчетного месяца, что обус-
лавливает более высокую степень достоверности оценки экономических
показателей.
Даже при использовании вышеизложенного подхода не удается в полной
мере оценить реальную экономику применения МУН. Дело в том, что боль-
шинство применяемых на поздней стадии МУН существенно снижают об-
водненность продукции. Этот фактор в действующей системе расчета эко-
номики добычи нефти не учитывается, так как все затраты на добычу, пере-
работку жидкости и закачку воды относятся па добытую нефть. Необходимо
для условий применения всех категорий современных МУН учитывать эко-
номику снижения добычи попутной воды. Особенно это актуально для по-
здней стадии разработки, т.е. водного ее периода. В случае учета экономики
от снижения добычи попутной воды мы сможем определить реальную эко-
номику применения тех или иных МУН. Для этого достаточно учесть допол-
нительно экономию энергетических затрат на добычу, подготовку к закачке
и закачку воды, необходимых на сэкономленный объем добычи попутной
воды. Порядок расчета экономии затрат приведен в Приложении 21.
548
Раздел третий
Глава 13
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИРОСТА ЗАПАСОВ ЗА СЧЕТ МУН
Все определяется полезностью.
Дени Дидро
Законы математики, имеющие какое-либо отно-
шение к реальному миру, ненадежны: а надежные ма-
тематические законы не имеют отношения к реаль-
ному миру.
Альберт Эйнштейн
13.1. Общие положения
Основной целью применения МУН считается увеличение нефтеизвлече-
ния, т.е. прирост извлекаемых запасов на конкретном месторождении. Сам
прирост этих запасов на эксплуатируемом объекте уже дает рост добычи
нефти. Но ряд МУН одновременно с этим позволяет интенсифицировать до-
бычу нефти из дренируемых запасов, что дает дополнительный рост добычи
нефти. Таким образом, при применении МУН надо четко различать прирост
извлекаемых запасов и интенсификацию добычи из дренируемых запасов.
Однако разделить объемы добычи нефти за счет обоих этих факторов зат-
руднительно. Поэтому мы должны отдельно (и в обязательном порядке) учи-
тывать прирост запасов за счет МУН и определять общий прирост добычи
нефти за счет увеличения извлекаемых запасов и интенсификации разработ-
ки эксплуатационного объекта. Учет прироста запасов за счет МУН особен-
но важен для старых нефтедобывающих районов, где доля этого мероприя-
тия в общем приросте запасов по региону постоянно увеличивается и в ка-
кое-то время становится основной. Поэтому важной задачей является создание
методики ежегодного оперативного учета прироста запасов за счет приме-
нения МУН. К сожалению, в настоящее время такой общепринятой методи-
ки пет, и в РТ ведется работа над ее созданием. Однако в оперативной рабо-
те по совершенствованию разработки и оценке эффективности применяе-
мых МУН необходимо оценивать прирост извлекаемых запасов за счет
проводимых работ. Для этого наиболее распространенным методом служит
использование характеристик вытеснения.
С использованием некоторых из них сотрудниками ВНИИнефть под руко-
водством А.Т. Горбунова были разработаны методика и программный ком-
плекс расчета прироста извлекаемых запасов за счет МУН.
Проектирование и оценка технике-экономическом эффективности
549
13.2. Расчет прироста извлекаемых запасов
Первая часть программы содержит расчет технологической эффективно-
сти от проведения геолого-технических мероприятий при условии высокой
обводненности продукции по следующим характеристикам вытеснения:
^ = a + bQK
~~=a+bQx
Он =а~
Qn=a + blnQx
Q„ =a + feln0B
qj
= a + bQl
Q^t) = baQM
Q„(t) = a+b
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
ь
QM
гДе ~ соответственно накопленные добычи нефти, воды и
жидкости в пластовых условиях (функции времени); а,Ь — постоянные ко-
эффициенты, определяемые по фактическим данным на заключительном
прямолинейном отрезке характеристики вытеснения с помощью метода наи-
меньших квадратов; X-постоянный коэффициент для данной залежи, зави-
сящий от фазовых проницаемостей для нефти и воды в двухфазном потоке.
Использование соотношения накопленных величин добычи воды и жид-
кости (водожидкостного отношения) для прогнозирования показателей раз-
работки было предложено А.А. Казаковым. Зависимость Qb он стро-
ил в долях от остаточных запасов нефти. Однако для этого необходимо знать
значение начальных извлекаемых запасов нефти, которое в процессе разра-
ботки залежей постоянно уточняется, что приводит к изломам данной зави-
симости в указанных координатах и значительно снижает точность прогно-
за. Зависимость позволяет использовать водожидкостное отношение непос-
редственно для уточнения извлекаемых запасов нефти и прогноза показателей
разработки.
550
Раздел третий
Здесь Q Q Q& — накопленные отборы жидкости, нефти, воды соответ-
ственно.
Параметры «а», «в» определяются по методу наименьших квадратов, оп-
ределяются доверительные интервалы (95% интервал доверия) по критерию
Стыодента, для каждой характеристики вытеснения вычислялся коэффици-
ент корреляции на период адаптации модели (предыстории).
В программе для каждой из характеристик вытеснения (1-5) вычисляют-
ся извлекаемые запасы на любую заданную конечную обводненность. Соот-
ветствующие выражения по этим характеристикам вытеснения для опреде-
ления извлекаемых запасов нефти имеют вид:
1(1 _ /(«-!)(!-/в)5
Ч V A J
(9)
еи=^-V«(i-/b) (ю)
QK=a-^2b\\-fJ (И)
07 = a + b In
67
(12)
(13)
(14)
Здесь 07“ извлекаемые запасы нефти на момент достижения конечной
обводненности продукции^-
Для определения прироста извлекаемых запасов вычисляются коэффициен-
ты «а», «в» для характеристик вытеснения (1-6) по предыстории до проведения
МУН и с момента проведения МУН до конечной даты определения технологи-
ческого эффекта. Далее по выражениям (9—14) определяются извлекаемые за-
пасы при предельной обводненности^ для случая, если бы не было воздей-
ствия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи и для случая его проведения.
Разность полученных извлекаемых запасов дает значение их прироста.
Для простоты построений рассмотрим характеристику вытеснения
Б.Ф. Сазонова (4) в координатах «Накопленная добыча нефти — логарифм
накопленной добычи жидкости», представленную на рис. 13.1.
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
551
Отрезок RN на рис. 13.1 соответ-
ствует предыстории. Точками отме-
чены интервалы времени (месяцы,
кварталы, годы). В момент времени
N проводится мероприятие. Кривая
NM соответствует фактическим зна-
чениям после обработки. Отрезок
прямой NQ — прогноз по ХВ.
Если темп отбора жидкости пос-
ле проведения мероприятия по про-
Рис. 13.1. Разделение технологического
эффекта
гнозу совпадает с фактическим темпом отборов, то интенсификация отсут-
ствует. В этом случае фактически отобранной жидкости (точкаМ фактичес-
кой кривой) будет соответствовать точка Q прогнозной прямой (т.е. как по
факту, так и по прогнозу величины отобранного количества жидкости одни
и те же). В этом случае эффект от проведения мероприятия, определяемый
отрезком MQ, получается исключительно за счет увеличения нефтеотдачи
пласта.
Предположим, что после проведения мероприятия темп отбора жидкости
увеличился (произошла интенсификация отборов). В этом случае к одному
и тому же времени фактически (точка М) будет отобрано больше жидкости,
чем по прогнозу (точка Р).
Полный эффект—это разность на данный момент времени количества фак-
тически добытой нефти и количества нефти, получаемой из прогноза по ха-
рактеристике вытеснения. В нашем примере это количество будет равно про-
екции отрезка МР на ось ординат (ось накопленных объемов нефти), т.е. ML.
Разность между общим эффектом от проведения мероприятия ML и эф-
фектом от увеличения нефтеотдачи MQ даст эффект от интенсификации от-
боров (отрезок QL).
Созданный сотрудниками ВНИИнефгь программный комплекс «ЭФФЕКТ-
ПРОГНОЗ» позволяет определить извлекаемые запасы (прирост извлекае-
мых запасов) на любой момент времени, после проведения какого-либо воз-
действия на скважине. При этом на разные моменты времени извлекаемые
запасы (прирост извлекаемых запасов) будут различны. Вопрос определе-
ния момента времени (либо среднего за некоторый период и т.д.), на кото-
рый следует считать извлекаемые запасы, является методическим.
В качестве некоторых рекомендаций по определению прироста извлекае-
мых запасов при проведении тех или иных мероприятий на скважинах мож-
но предложить анализ (систематизацию) по двум параметрам: максималь-
ному приросту извлекаемых запасов (или, например, среднеарифметичес-
кому за период) и времени, при котором прирост положителен, в случае
уменьшения эффекта. При выходе прироста извлекаемых запасов на асимп-
552
Раздел третий
тоту на временном интервале между двумя мероприятиями (либо на сегод-
няшний день, если месторождение одно) временной параметр, естественно,
отбрасывается.
В любом случае для корректного анализа влияния какого-либо воздей-
ствия на скважину па прирост извлекаемых запасов необходима обработка
статистического материала для данного воздействия по нескольким участ-
кам месторождения.
В настоящее время сделаны две модификации программы расчета извле-
каемых запасов.
В первом варианте в качестве базы при построении характеристики бе-
рутся фактические значения от момента проведения мероприятия по сегод-
няшний день.
Во втором варианте в качестве базы рассматривается вся предыстория
участка с автоматическим отбрасыванием точек от начала предыстории для
получения наилучшей аппроксимации характеристиками вытеснения.
В работе [291] для определения прироста извлекаемых запасов преиму-
щественно предлагается использовать характеристику вытеснения, основан-
ную на зависимости:
Q„(.t) = a + b^^-
В работе [278] на основе расчетов по большому числу длительно разра-
батываемых залежей с различными геолого-физическими условиями полу-
чены статистические зависимости и обоснованы области применения неко-
торых характеристик вытеснения для уточнения извлекаемых запасов и про-
гноза технологических показателей разработки залежей нефти. Показано,
что характеристики вытеснения можно строить в координатах
В поздней стадии разработки характеристика вытеснения в указанных ко-
ординатах представляет собой прямую линию, которая описывается уравне-
нием вида:
Q = а + bR ,
вж
где = Qb / — водожидкостное отношение.
Так как в поздней стадии разработки годовая добыча нефти снижается
при одновременном увеличении отбора воды, водожидкостное отношение
R стремится к единице, т.е.
lim R -> 1.
вж
а О
”и
llpucKi нрованне и оценка 1 схиико-экоиомической эффективности
553
Из этого уравнения следует, что значение потенциальных извлекаемых
запасов нефти (при бесконечно долгой промывке пласта) стремится к значе-
нию а + b
Заключительный прямолинейный отрезок характеристики вытеснения эк-
страполируется до пересечения с перпендикуляром, восстановленным из точ-
ки при условии/?вж = 1. Полученная точка пересечения даст значение потен-
циальных извлекаемых запасов нефти (рис. 13.2). Обработку заключительно-
го прямолинейного отрезка для определения коэффициентов о и в проводят с
помощью метода наименьших квадратов по известным формулам.
Оценка извлекаемых запасов нефти в залежи или различных зонах (уча-
стках) пласта имеет большое значение. На основании данных о запасах оп-
ределяется коэффициент нефтеотдачи, оценивается эффективность существу-
ющей системы разработки, намечаются пути ее усовершенствования. При
этом, чем раньше будут оценены извлекаемые запасы нефти, тем большее
значение будет иметь полученная информация для выбора различных путей
улучшения системы разработки.
В работе [278] для оценки применимости характеристик вытеснения с
целью уточнения извлекаемых запасов нефти были проанализированы ре-
зультаты их использования по большому числу длительно эксплуатируе-
мых при водонапорном режиме залежей с терригенными коллекторами
различных нефтедобывающих районов страны. При этом было отмечено
преобладающее влияние вязкости рн или относительной вязкости р() нефти
на коэффициент извлечения. Все рассматриваемые залежи разделили на
группы: с относительной вязкостью нефти менее 5 (р0 < 5) - первая группа и
с 5 < р() < 40 — вторая группа.
Авторами работы [279] для различных вязкостей нефти были рассчитаны
значения водожидкостного отношения ^в/^ж при различной водонасыщен-
ности и фазовой проницаемости (рис. 13.3), а также получены характерис-
тики вытеснения по конкретным месторождениям (рис. 13.4).
На рис. 13.4 в качестве примера при-
ведены характеристики вытеснения для
двух залежей с маловязкой нефтью (1,2)
и двух залежей с повышенной вязкос-
тью нефти (3,4) в координатах «накоп-
ленная добыча нефти - водожидкостное
отношение», на которых выделены ос-
новные участки. Показатель эффектив-
ности для дапно! о способа
Рис. 13 2. Обобщенный вид характерис-
тики вытеснения для залежей маловяз-
кой нефти (по И.Д. Амелину и др.)
/
554
Раздел третий
где Д(7Н - прирост добычи нефти в единицу времени (например за год); Д-^- -
£?ж
прирост водожидкостного отношения за тот же период.
Учитывая, что Д(?, = <?н и Д-^- = -^2-, получим, что показатель эффек-
£?ж
тивности для данного способа показывает, какое изменениие добычи нефти
приходится на единицу изменения обводненности продукции. Отсюда выте-
кает следующее объяснение различия характеристик вытеснения.
На приведенных кривых можно выделить 3 прямолинейных участка, из
которых нас интересует третий участок, завершающий разработку место-
рождения.
Для залежей с маловязкой нефтью (р0 < 5) безводный период эксплуата-
ции залежи с малой обводненностью значительно более длительный, чем для
залежей с повышенной вязкостью нефти. За этот период отбирается значи-
тельное количество нефти на единицу прироста обводненности и, следова-
тельно, показатель эффективности достаточно высок (первый участок). Боль-
шие затраты рабочего агента на вытеснение оставшегося количества нефти,
малая величина текущей добычи нефти на единицу прироста обводненности—
третий участок. Между первым и третьим основными участками характери-
стик вытеснения наблюдается второй (промежуточный) участок. Этот учас-
ток характеризуется еще значительными отборами нефти на единицу приро-
ста обводненности, постепенным снижением показателя эффективности, что
в основном присуще концу второй и началу третьей стадий разработки.
Рис. 13.3. Зависимости текущей водона-
сыщенности от водожидкостного отно-
шения для относительных фазовых про-
ницаемостей вида кп = 1.645в -
- 0.7165 + 0,075; £ pn = 1.6175в2 - 2.895в +
+ 1.32 (по И.Д. Амелину и др.)
Для залежей с повышенной вяз-
костью нефти период безводной эк-
сплуатации или эксплуатации при
малой обводненности, как правило,
очень мал - высокий показатель эф-
фективности (первый участок). При
этом первый участок может и отсут-
ствовать, в основном для залежей
нефти с относительной вязкостью
нефти более 25. Далее происходит
быстрое нарастание обводненности,
добыча нефти на единицу прироста
обводненности сравнительно неве-
лика, и наблюдается снижение по-
казателя эффективности (второй
участок). К концу второго участка
обводненность добываемой жидко-
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
555
сти составляет 85-90%, а степень выработанности извлекаемых запасов не-
фти может колебаться в пределах 40-60%. В связи с этим третий участок для
залежей с повышенной вязкостью нефти характеризуется большой длитель-
ностью во времени, когда еще следует отобрать значительное количество не-
фти, малым приростом обводненности продукции и соответственно повыше-
нием показателя эффективности.
Обобщая различные характеристики вытеснения по месторождениям с
различной вязкостью нефти (рис. 13.5, рис. 13.6), авторы определили, ка-
кие характеристики и на какой стадии разработки можно применять для оп-
ределения прироста извлекаемых запасов за счет МУН.
1 - Серафимовское месторождение,
Константиновская площадь Д„
2 - Шкаповское месторождение, Д„
3 - Яблоневый Овраг, Бг
4 - Карлово-Сытовское;
I, II, III - номера участков
характеристик вытеснения
Рис. 13.4. Характеристики
вытеснения в координатах
Q,, QJQ* (по И.Д. Амелину
и др.)
1 - Ож/Qh = а + ЬОв;
2 - Ож/Qh = ЬОж - а;
3 - Qh = а + ЬОж"1;
4 - Q = Ьа°";
5- Qh = а - ЬОж";
6- Ож = Ьа°";
7 - Qh = а + bR„;
Рис. 13.5. Зависимости вероятности выхода характеристик вытеснения
на заключительную прямую от обводненности добываемой жидкости
для залежей 1 группы (ц < 5) (по И.Д. Амелину и др.)
556
Раздел третий
Исходя из анализа характеристик вытеснения по различным месторожде-
ниям можно утверждать, что вышеприведенные характеристики вытеснения
можно использовать с началом четвертой стадии разработки для залежей
маловязких нефтей и с середины третьей стадии разработки для залежей
вязких нефтей. Какие из вышеназванных характеристик вытеснения лучше
применять в рассматриваемом регионе или нефтегазоносном бассейне, нужно
исследовать отдельно в каждом из них.
При выборе значений извлекаемых запасов нефти по рассматриваемому
объекту целесообразно руководствоваться следующим:
— если извлекаемые запасы нефти, определенные двумя или тремя спо-
собами (из рекомендуемых), различаются в пределах до 10%, то в каче-
стве искомой величины можно принять среднюю из рассчитанных по спо-
собам;
— если эти величины отличаются друг от друга более чем на 10%, то для
обоснования искомой величины следует осуществить специальный анализ
разработки рассматриваемого объекта с целью выявления и учета причин
излома зависимости на заключительном отрезке характеристики вытесне-
ния (остановка обводнившихся или ввод новых скважин, изменения систе-
мы воздействия на пласт и др.);
— па основании аналйза разработки объекта обосновывается выбор зак-
лючительного прямолинейного отрезка характеристики вытеснения, отдавая
предпочтение тому способу определения извлекаемых запасов нефти, фак-
тическая ХВ которого менее чувствительна к изменяющимся условиям раз-
работки объекта (например, выход ее на заключительный прямолинейный
отрезок происходит на сравнительно более ранней стадии или изломы на
заключительной части характеристик вытеснения менее влияют на величину
извлекаемых запасов);
1 - Q./QH = а + ЬОв;
2 - Ож/Qh = ЬОж - а;
3 - Qu = а + ЬОж1;
4 - Q = ba°";
5 - Qh = а - ЬОж°’!;
6 - Ож = Ьа°";
7 - Qh = а + bR„
Рис. 13.6. Зависимости вероятности
выхода характеристик вытеснения на зак-
лючительную прямую от обводненности
добываемой жидкости для залежей
11 группы (по И.Д. Амелину и др.)
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
557
- при анализе разработки объекта следует особо обращать внимание на
наличие к рассматриваемому моменту необводненных скважин и влияние
добычи нефти из них на фактическую ХВ, а при доказательстве изолирован-
ности участков залежи с необводпяющимися скважинами от основной за-
лежи или существенного влияния работы этих скважин на характеристику
вытеснения рекомендуется применять рассматриваемые способы для основ-
ной части залежи и для указанных участков раздельно.
Применение характеристик вытеснения для определения прироста извле-
каемых запасов нефти за счет МУН является наиболее простым и достаточ-
но надежным способом для поздней стадии разработки [306-311 ]. Допол-
нительно к этому на поздней стадии и особенно на более ранних этапах при-
менения МУН можно проводить оценку прироста извлекаемых запасов через
охват остаточных балансовых запасов современными МУН. Для этого оп-
ределяются суммарные охваченные методами увеличения нефтеотдачи оста-
точные балансовые запасы нефти. По имеющимся данным лабораторных,
опытно-промышленных и промысловых исследований прироста нефтеотда-
чи за счет тех или иных МУН определяют прирост извлекаемых запасов
нефти. Этим способом можно и нужно пользоваться как для контроля точ-
ности прироста извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения, так и
для охвата запасов нефти методами увеличения нефтеотдачи. Последнее весь-
ма важно для определения дальнейших объемов и направлений внедрения
МУН на действующих месторождениях [312,313]
Определение прироста извлекаемых запасов при проведении тех или иных
мероприятий на скважинах можно осуществлять путем анализа (системати-
зации) по двум параметрам: максимальному приросту извлекаемых запасов
(или, например, среднеарифметическому за период) и времени, при кото-
ром прирост положителен, в случае уменьшения эффекта. При выходе при-
роста извлекаемых запасов на асимптоту на временном интервале между
двумя мероприятиями (либо j ia сегодняшний день, если месторождение одно)
временной параметр, естественно, отбрасывается.
При этом для точного анализа влияния какого-либо воздействия па сква-
жину на прирост извлекаемых запасов необходима обработка статистичес-
кого материала для данного воздействия по нескольким участкам место-
рождения.
13.3. Определение прироста извлекаемых запасов по месторождениям,
разрабатываемым на малоэффективных природных режимах
На месторождениях, разрабатываемых па малоэффективных природных
режимах (растворенного газа), прирост запасов за счет применения МУН
определяется с помощью метода материального баланса (Приложение 22).
558 Раздел третий
13.4. Определение возможной нефтеотдачи
по разрабатываемым залежам
Коэффициент извлечения нефти является одним из важнейших техноло-
гических показателей разработки нефтяных залежей, определяющих отно-
шение количества добываемой нефти к балансовым запасам при эксплуата-
ции залежи до экономического предела рентабельности. Поэтому естествен-
но, что значение коэффициента извлечения нефти определяют (уточняют) па
всем протяжении эксплуатации залежи, начиная с опытно-промышленной
эксплуатации и кончая поздней стадией разработки.
Коэффициент извлечения нефти должен квалифицироваться как показа-
тель, зависящий не только от природных геолого-физических факторов, но
и от применяемой технологии разработки рассматриваемой залежи, а также
экономических возможностей (допустимых затрат на разработку).
Совокупность этих факторов в полной мере проявляется в залежах, на-
ходящихся на поздней стадии разработки. Следовательно, наиболее точно
определить конечный коэффициент извлечения нефти можно в залежах с
высокой степенью выработанности запасов, так как ошибки в определении
конечного значения данного показателя при этом будут минимальны.
Одним из методов оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения и,
следовательно, извлекаемых запасов нефти, является построение зависимо-
сти между темпом отбора от начальных балансовых запасов и нефтеотдачей.
При уточнении коэффициента извлечения i юфти по данным эксплуатации
залежей с помощью ХВ, применяемых для уточнения извлекаемых запасов
нефти, следует исходить из того, что балансовые запасы в залежи определе-
ны достаточно точно. В противном случае изменение извлекаемых запасов
нефти может и не привести к изменению конечного КИН в связи с измене-
нием балансовых запасов.
Причем изменение извлекаемых запасов и конечных коэффициентов из-
влечения необходимо контролировать путем корректировки полученных ре-
зультатов с накопленной добычей и текущими КИН, изменением годовой
добычи за последние годы и текущей обводненностью добываемой жидко-
сти. При этом необходимо учитывать изменения в стратегии разработки, ко-
торые в определенные периоды имели место. Если эти факторы не учиты-
вать, то любые статистические методы прогноза КИН могут привести к со-
вершенно неверным результатам.
В качестве примера приведем оценку возможной нефтеотдачи по гори-
зонтам Д|Д0 Ромашкинского месторождения, сделанную В.Д.Лысенко но
его методике [314]. Суть ее заключается в построении зависимостей по го-
дам дебита нефти на одну пробуренную скважину от накопленного отбора
нефти, а также текущего дебита жидкости от накопленного отбора жидкости
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
559
с последующей экстраполяцией и интерпретацией полученных кривых. Пер-
вая зависимость при ее экстраполяции до оси ординат показывает текущий
амплитудный дебит нефти на пробуренную скважину, а при ее экстраполя-
ции до оси абсцисс -текущие, введенные в разработку НИЗ. Вторая зависи-
мость позволяет (пут ем экстраполяции прямолинейных отрезков вверх и вниз
до пересечения с осями ординат и абсцисс) увидеть динамику изменения
численных значений текущего амплитудного дебита расчетной жидкости на
пробуренную скважину и введенных в разработку начальных извлекаемых
запасов расчетной жидкости.
В.Д. Лысенко но своей методике подсчитал возможную нефтеотдачу по
горизонтам Д,Д0 Ромашкинского месторождения. На кривой парис. 13.76
выделено три прямолинейных отрезка зависимости удельного дебита не-
фти от накопленного отбора для периодов времени: от 1971 г. до 1977г., от
1978г. до 1984г. и от 1985г. до 1994г. Экстраполяция прямолинейного от-
резка до пересечения с осью абсцисс показывает: для первого периода
времени 2100 млн.т введенных в разработку извлекаемых запасов нефти,
для второго периода 1900 млн.т и для третьего - 1980 млн.т.
На рис. 13.7а образуются три прямолинейных отрезка зависимости удель-
ного дебита расчетной жидкости, экстраполяция которых до пересечения с
осью абсцисс показывает: для первого периода от 1971 г. до 1977г. суммар-
ный отбор расчетной жидкости составит 5610 млн.т, для второго периода от
1978г. до 1984г. - 5350 млн.т и для третьего периода от 1985г. до 1994г. -
3710 млн.т. Сделав обратный переход от расчетных величин к реальным по
формуле:
^Г2д “ б + (Qpn ~ Q,) ' Мо>
получаем действительные величины суммарного отбора жидкости к концу
рассматриваемых периодов:
7 период- 2100 + (5610 -2100) -2 = 9120 млн.т;
2 период -1900 + (5350 - 1900) 2 = 8800 млн.т;
3 период - 1980 + (3710 - 1980) 2 = 5440 млн.т.
Автор отмечает, что возможный суммарный отбор нефти при техноло-
гии эксплуатации скважин периода 1971-1977гг. примерно соответствует
официально утвержденным начальным извлекаемым запасам нефти и ко-
нечной нефтеотдаче пластов в 0,53. В следующий период 1978-1984гг. тех-
нология эксплуатации скважин ухудшилась, и величина введенных в раз-
работку начальных извлекаемых запасов нефти уменьшилась с 2100 млн.т
до 1900 млн.т, а ожидаемая конечная нефтеотдача пластов снизилась с 53%
до 48%. В последний период 1985—1994гг. произошли некоторые благопри-
560
Раздел третий
ятные изменения: благодаря улучшению технологии эксплуатации скважин
введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти увеличились
с 1900 млн.т до 1980 млн.т, ожидаемая конечная нефтеотдача также увели-
чилась с 48 до 50%.
Отсюда автор делает сакраментальный вывод об отсутствии в данном
случае влияния бурения большого числа скважин на увеличение находя-
щихся в разработке начальных извлекаемых запасов нефти. Далее автор,
заблудившись в расчетах, продолжает делать неправильные выводы о том,
что «во-первых, скважины обладают ограниченной долговечностью, и по-
этому многие новые скважины выполнили роль дублеров, заменяя выбыв-
шие старые скважины; во-вторых, бурение новых скважин осуществлялось
при отсутствии удовлетворительной информации о работе существующих
Рис. 13.7.а. Зависимость удельного рачетного дебита жидкости
от накопленного отбора жидкости
Рис. 13.7.6. Зависимость удельного дебита нефти от накопленного
отбора нефти
Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
561
скважин, без точного выявления мест концентрации еще неотобранных из-
влекаемых запасов нефти, без эффективной избирательности».
Таким образом, оказывается, что при разбуренности Ромашкинского
месторождения на 53% (по отношению к сегодняшнему числу пробуренных
скважин), когда плотность сетки скважин составляла около 35—40 га/скв., в
разработку были вовлечены практически все утвержденные начальные из-
влекаемые запасы нефти. Это означает, что осуществляемые в тот период
система и технология разработки месторождения обеспечивали достижение
проектной нефтеотдачи без проведения дополнительных технологических
мероприятий. Значит, запасы нефти были заведомо занижены? В таком слу-
чае все проведенные впоследствии крупномасштабные мероприятия по уп-
лотнению сетки скважин, разукрупнению многопластового девонского объек-
та, регулированию отборов и закачки по отдельным пластам и др. должны
были привести к увеличению извлекаемых запасов и конечной нефтеотдачи,
превысив проектные величины. Однако, но данным В.Д. Лысенко, этого не
произошло и были получены даже обратные результаты. А наметившийся
рост введенных запасов после 1985г. В.Д. Лысенко относит только за счет
совершенствования эксплуатации и ремонта скважин.
Так ли это и что же на самом деле было на Ромашкино?
Проведенный нами геолого-промысловый анализ показал [30], что вне-
дрение принципов и систем разработки I Генсхемы позволило бы вовлечь в
разработку около половины запасов и обеспечить КИН 38%, II Генсхемы со-
ответственно 78 и 42%о, третьей — 90 и 49%о. Для достижения проектной нефте-
отдачи по третьей Генсхеме необходимо было довести УПС до 17,6 га/скв.,
и, кроме того, пробурить 4720 скважин-дублеров взамен выбывших но при-
чине физического износа и обеспечить дальнейшее развитие заводнения.
Составленная, спустя 10 лет, IV Генсхема справедливо обосновала необ-
ходимость еще большего увеличения количества скважин для достижения
проектного КИН (см. табл. 8.2).
За 1971—1994гг., когда, поданным В.Д. Лысенко, введенные в разработ-
ку запасы сократились на 120 млн.т, фактически было пробурено 11090 сква-
жин и введено в разработку 715 млн.т запасов, а за 1971—2003гг. пробурено
12511 скважин, введено 790 млн.т запасов.
Кроме того, В.Д. Лысенко не было учтено изменение технической поли-
тики, а именно после ослабления давления со стороны б.Миннефтепрома,
требовавшего ежегодного роста добычи жидкости, объединением «Татнефть»
была резко изменена техническая политика, которая стала направляться на
всемерное снижение отбора попутной воды. В основном эта техническая
политика осуществлялась путем широкого внедрения современных мето-
дов контроля и регулирования процессов разработки.
562
Раздел । ре । nii
В результате отбор попутной воды был значительно уменьшен. Соответ-
ственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические
показатели разработки. Обводненность стабилизировалась на уровне 87%.
Водо-нефтяной фактор (ВНФ) составил всего 1,4.
Расчеты Р.Г.Хамзина, проведенные по той же методике ТатНИПИнефть,
но с учетом анализа опыта разработки при определении удельного текущего
отбора нефти, когда кроме числа скважин учитывалось еще изменение во
времени депрессии на пласт и коэффициента эксплуатации скважин, пока-
зали совершенно другие результаты (рис. 13.8).
Как показано на рис. 13.9, перепад между пластовым и забойным давле-
нием в зоне отбора в целом но месторождению увеличился с начала разра-
ботки в 3,5 раза. В динамике был непостоянным и коэффициент эксплуата-
ции скважин.
Более полный учет переменных факторов кардинально меняет всю кар-
тину. Получается, что на Ромашкинском месторождении по мере его разбу-
ривания никакого уменьшения активных извлекаемых запасов не происхо-
дило. Наоборот, введенные в разработку запасы нефти непрерывно росли в
результате бурения новых дополнительных скважин и проведения целого
комплекса геолого-промысловых мероприятий по совершенствованию си-
стемы и технологии разработки отдельных площадей месторождения.
Чнуд.
Рис. 13.8. Динамика удельного текущего отбора нефти в целом по девону
Ромашкинского месторождения (два подхода к оценке вводимых в разработку
трудиоизвлекаемых запасов нефти)
Проектирование и оценка технико-экономическом эффективности
563
Рис. 13.9. Динамика изменения депрессии на пласт и коэффициента
эксплуатации добывающих скважин в целом по девону Ромашкинского
нефтяного месторождения
Эти кардинально отличающиеся показатели были получены по одной и
той же методике, но в первом случае не были учтены данные анализа разра-
ботки, а во втором их учет позволил определить достоверные значения запа-
сов нефти, введенных за счет совершенствования систем разработки. Пос-
ледние более близки к данным промысловых геологов. На самом деле по
результатам геолого-промыслового анализа введенные в активную разра-
ботку запасы нефти по залежи горизонтов Д,Д0 Ромашкинского месторож-
дения неуклонно возрастали по мере бурения дополнительных скважин и
совершенствования системы заводнения. В настоящее время текущий КИН
составил 0,49 при утвержденном 0,528. В активную разработку введены
95% НИЗ. Следовательно, на месторождении по мере совершенствования
разработки вовлеченные в активную разработку запасы постоянно возрас-
тали. При этом, по мере увеличения доли ТЗН в остаточных запасах и час-
тичного ввода их в разработку, количество вводимых в разработку запасов
на пробуренную скважину постоянно снижалось. Это также не учитывал
В.Д.Лысенко. В первом случае В.Д.Лысенко (автор методики расчета тех-
нологических показателей разработки ТатНИПИнефть, кстати, неплохо себя
зарекомендовавшей при проектировании разработки нефтяных месторожде-
ний Татарстана) метафизически подошел к использованию своей же мето-
дики при решении на ее основе обратной задачи — восстановления важней-
ших параметров эксплуатационного объекта по истории разработки.
Но, к счастью, сотрудники ТатНИПИнефть никогда не подходили так фор-
мально к использованию данной методики, а учитывали реально изменив-
шиеся условия разработки месторождения. Это помогло им избежать боль-
ших ошибок при проектировании и совершенствовании систем разработки
564
Раздел третий
нефтяных месторождений. Очень много в этом направлении при адаптации
методики проектирования к постоянно меняющимся условиям разработки
сделал сотрудник ТатНИПИнефть Р.Г.Хамзин.
Приведенный пример показывает, что при использовании любых статис-
тических и эмпирических зависимостей необходимо анализировать состоя-
ние разработки нефтяных месторождений. Это нужно делать при непремен-
ном участии в анализе промысловых геологов, тогда можно избежать вы-
шеприведенных грубых ошибок в анализе и проектировании разработки, и
самое главное - неправильности и надуманности многих выводов.
Без существенного улучшения методики проектирования на высокооб-
водненной стадии разработки месторождений, учитывающей техногенные
изменения геолого-физических параметров пластов и флюидов в процессе
длительной разработки, массированного применения современных МУН и
методов управления разработкой, невозможно правильно спрогнозировать
и спроектировать разработку месторождения в этот самый длительный пе-
риод жизни месторождения.
565
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Аксиомы одной эпохи — нерешенные задачи следующей.
Р.ХТони
Освоение современных систем разработки с применением заводнения
явилось подлинным триумфом в создании научных основ разработки не-
фтяных месторождений. Оно позволило коренным образом изменить систе-
мы разработки, значительно повысить технико-экономические показатели
эксплуатации нефтяных месторождений и с минимальными затратами пере-
строить топливный баланс великой страны — СССР
Создание и совершенствование современных систем разработки в СССР
явилось выдающимся вкладом в мировую нефтяную науку Анализ широ-
кого и повсеместного их внедрения позволил сформулировать общеприня-
тые принципы рациональной разработки, реализация которых дала возмож-
ность нефтяникам одними из первых среди отраслей народного хозяйства
России адаптироваться к условиям экономики переходного периода от со-
циализма к капитализму.
Критический анализ внедрения систем заводнения позволил сформули-
ровать основные недостатки этого высокоэффективного метода, а создание
и широкое применение многочисленных третичных МУН при непрерывном
развитии вторичных методов позволяют определить пути дальнейшего со-
вершенствования систем разработки с целью достижения высокой нефтеот-
дачи при приемлемых технико-экономических показателях.
Одним из перспективных направлений является дальнейшее совершен-
ствование проектирования разработки нефтяных месторождений как для
новых малоэффективных, так и для поздней стадии разработки высокопро-
дуктивных месторождений. Для первых необходимо применение третичных
МУН с самого начала освоения, для вторых — преимущественно на поздней
стадии разработки.
Для первых важно знание особенностей залегания, деталей геологи-
ческого строения, количественное определение различных категорий труд-
ноизвлекаемых запасов до составления технологических схем разработ-
ки, что позволит запроектировать наиболее оптимальные системы разра-
ботки с применением современных МУН. Для успешного проектирования
систем разработки высокопродуктивных месторождений на поздней стадии
необходимо по данным геолого-промыслового анализа определить техно-
генное изменение свойств пластов и насыщающих их флюидов и газов,
566
Заключение
гидродинамических, гидрохимических, тепловых режимов. На основе это-
го, с учетом изменения свойств нефтей, подсчитать остаточные запасы не-
измененных (подвижных), слабоизмененных (малоподвижных) и силыюп-
реобразованных (неподвижных) нефтей. Для этого нужно доработать про-
мыслово-геофизические методы выделения пластов с измененными
свойствами нефтей и создать методы раздельного подсчета запасов нефти
по выделенным категориям остаточных запасов. Это позволит проектиро-
вать наиболее оптимальные системы разработки для дальнейшего извлече-
ния подвижных запасов широким применением МУН, одновременно реали-
зуя большой объем ОПР по извлечению малоподвижных нефтей.
При этом необходимо обеспечить адресное, регулярное, массированное
применение комплекса гидродинамических и третичных МУН второго поко-
ления по системной технологии. Однако мы должны учитывать, что совре-
менные физико-химические и физические МУН, включая технологии гори-
зонтального, многозабойного бурения, новейшие методы вскрытия пластов и
др. технологии, могут повышать нефтеотдачу максимум до значений, равных
коэффициенту вытеснения. Это теоретически возможный предел повышения
нефтеотдачи за счет увеличения охвата залежи заводнением. На практике для
выработки реальных, неоднородных пластов он пока недостижим. Высоких,
близких к этому предельному значению коэффициентов нефтеотдачи мы мо-
жем достичь при подборе наиболее эффективных технологий, совместимых с
конкретными геологическими особенностями залежей (участков, блоков).
Естественно, при реализации этих систем разработки необходимо применение
современных методов контроля и регулирования процессов разработки. Зада-
ча достижения нефтеотдачи, близкой к предельной, весьма трудная, но ре-
альная. Она может быть реализована при комплексировании современных
физических и физико-химических МУН и их дальнейшем развитии.
Современные технологии в ряде случаев позволяют получать промыш-
ленную нефть из некондиционных пластов, которые ранее не были учтены
при подсчете балансовых запасов нефти. Снижение кондиционных значений
пород коллекторов по пористости, проницаемости, нефтенасыщенности дол-
жно стать одним из важнейших направлений применения новейших МУН
для прироста запасов, особенно на крупнейших эксплуатируемых месторож-
дениях России. Для этого необходимо разработать методы подсчета геологи-
ческих запасов нефти. Разница между ними и балансовыми запасами должна
стать объектом целенаправленного поиска технологий для данных геологи-
ческих условий. Это расширяет область поисковых работ для новых МУ11.
При творческом подходе проектировщиков к составлению проектов раз-
работки можно было бы считать правильной сложившуюся практику ис-
пользования разными институтами в различных регионах своих методов.
Местные ученые оказываются более адаптированными к геологическим ус-
Заключение
567
ловиям и разработке месторождений региона. Но периодически эти инсти-
туты должны корректировать методы проектирования по результатам анали-
за разработки с учетом ее стадийности. При этом обязательно нужен тесный
контакт разработчиков МУН с проектировщиками разработки нефтяных ме-
сторождений.
В современных условиях основной задачей ученых и инженеров, работа-
ющих в области создания новых технологий МУН, является разработка фи-
зико-химических МУН третьего поколения, позволяющих вырабатывать
малоподвижные запасы нефти в условиях высокой (до 98 99,5%) обвод-
ненности продукции. Эта кагегория запасов на поздней стадии превалирует,
превращаясь в проблему извлечения остаточной нефти. Под ней мы понима-
ем количество нефти, остающейся в пласте после выполнения проектных
решений. В дальнейшем эти технологии можно будет комплексировать с
методами, повышающими охват заводнением (бурение ГС, МЗС, РГС, БГС,
ГРП, потокоотклоняющие технологии). С этими методами повышения охва-
та заводнением уже сейчас можно комплексировать волновые, микробио-
логические и тепловые МУН. Они являются методами комплексного воз-
действия для увеличения охвата заводнением и нефтевытеснения. Будущее
за широким комплексированием МУН различной направленности и непре-
менным совершенствованием гидродинамических методов. Для повыше-
ния эффективности последних необходимо составить профамму повсемес-
тного внедрения разработанной КГУ системы АСКУ-ВП. Это существенно
повысит эффективность внедрения всех технологий.
Для определения перспектив извлечения сильнопреобразованных нефтей
нужно проведение теоретических и лабораторных исследований по поискам
путей их извлечения, создания принципиально новых МУН.
Для этого к данным исследованиям нужно привлечь широкий круг спе-
циалистов: гидродинамиков, физиков, геохимиков, механиков, математиков,
минералогов, петрографов и др. Только совместными усилиями специалис-
тов и ученых различного профиля можно создать МУН следующих, более
высоких поколений и разработать методы определения наиболее оптималь-
ных условий их внедрения на реальных залежах нефти. Это фундаменталь-
ные, поисковые работы, и они должны в нужном объеме финансироваться
государством.
Сегодня главной задачей является создание научных основ разработки
нефтяных месторождений с применением новейших МУН. Широкое приме-
нение бурения новых разветвленно-горизонтальных, многозабойных сква-
жин, рационального и других методов вскрытия пластов в эксплуатацион-
ной колонне и боковых горизонтальных стволов требует создания теорети-
ческих основ разработки нефтяных месторождений с применением в качестве
основных горизонтальных технологий. Они должны быть дополнены други-
ми методами (волновые, ГРП, микробиологические, физико-химические).
568
Заключение
Причем эти методы не должны проектироваться отдельно в дополнение к
основным гидродинамическим методам, а комплексно, органически интег-
рируясь и составляя единую систему разработки. В настоящее же время
гретичпые МУН 11роектируются в дополнение к основным гидродинамичес-
ким методам. Все это потребует совершенно иного подхода к обоснованию
выделения эксплуатационных объектов, размещению и плотности сетки сква-
жип, системам воздействия на пласт. Без этого наиболее полное использо-
вание возможностей повой техники и новых технологий невозможно. Осо-
бенно это необходимо для повышения эффективности разработки нефтяных
месторождений на поздней стадии, а также ввода в эксплуатацию залежей с
трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Для повышения эффективности внедрения современных МУН и повыше-
ния их роли в системах разработки нефтяных месторождений нужно дорабо-
тать методику оперативного oi 1ределения i ipupoc га запасов нефти за счет МУН,
доведя ее до внедрения в ежегодную практику учета ВМСБ в целом по стране,
что поможет иметь объективную оценку обеспеченности добычи нефти ее за-
пасами и создаст условия для достаточного финансирования МУН.
Для достоверной оценки эффективности и повышения надежности проек-
тирования и планирования МУ 11 необходимо возродить существующую прак-
тику углубленного геолого-промыслового анализа их эффективности в раз-
личных геологических условиях региона не менее одного раза за пятилетие.
Остается нерешенной проблема выбора наиболее эффективных МУН для
конкретных геолого-физических условий и этапов разработки. Ее решение
позволит существенно поднять их технологическую эффективность.
Имеющиеся данные многолетних исследований глубинной дегазации по-
буждают усилить исследования процессов подтока углеводородов из глу-
бин земли, а в будущем - поисков путей интенсификации этих процессов на
месторождениях для обеспечения стабильной, сбалансированной с этим
процессом добычи нефти. В первую очередь такие исследования нужно про-
вести на крупнейших месторождениях страны. Для Татарстана это обеспе-
чит второе рождение Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений.
Все проблемные вопросы рациональной разработки и повышения нефте-
отдачи месторождений и обеспечения на этой основе стабильно высоких
уровней добычи нефти на длительную перспективу могут быть решены при
кардинальном изменении позиции государства в недропользовании.
Принятие понятных и эффективно работающих правил недропользования
с созданием прозрачной и гибкой системы дифференцированных платежей
за пользование недрами позволит эффективно осваивать низкорентабельные
месторождения и успешно работать при колебании мировых цен на нефть.
Принципы индивидуального подхода к недропользователям, осваиваю-
щим месторождения различной продуктивности и рентабельности, стимули-
рование инвестиций путем предоставления налоговых льгот на начальном
Заключение
569
этапе освоения месторождения не нами придуманы. Они заложены в имен-
ном указе «Об учреждении Берг-Коллегиума», подписанного Петром 1 еще
в 1719 г. В этом указе содержи гея норма, весьма актуальная для современ-
ной налоговой политики в недропользовании: «При сем же Мы всемилости-
во намерены и оную десятую часть (т.е. десятую долю от прибыли) па не-
сколько лет отпустить и тем пожаловать, ежели при искании тех руд будет
убыток больше прибыли». Это не что иное, как современное дифференци-
рованное налогообложение и льготирование.
Если налогообложение добывающих отраслей должно осуществляться в
интересах нынешнего и будущего поколений, то здесь не должно быть места
для решений, допускающих сиюминутную выгоду компаний в ущерб этим
интересам. Данный принцип можно реализовать через справедливое рент-
ное налогообложение нефтегазовой добычи, устанавливаемое применитель-
но к отдельным месторождениям, зафиксированное в лицензиях. При этом
ставки налогов должны быть увязаны со ст адиями разработки месторожде-
ний. Снижение ставок с целью извлечения продукции в начальной и завер-
шающей стадиях разработки следует рассматривать не как предоставление
льгот, а как механизм специального налогового режима добывающих от-
раслей промышленности.
Кандидат экономических наук, Президент Российской Федерации
В.В. Путин в программной статье «Минерально-сырьевые ресурсы в страте-
гии развития российской экономики», опубликованной в 1999г. в записках
Санкт-Петербургского горного института, четко обозначил основы страте-
гии государства. В ней и структурная «перестройка национальной экономи-
ки на основе имеющихся минерально-сырьевых ресурсов с целью суще-
ственного повышения ее эффективности, повышение регулирующей роли
государства в процессе освоения и использования природных ресурсов в
интересах общества, предотвращение процесса исчерпания поисково-раз-
ведочного задела прошлых лег путем усиления геологических исследова-
ний...», «приостановление отставания прироста запасов от объема добычи...,
развитие (реформирование) системы налогообложения в сфере природо-
пользования с преимущественным замещением акцизов рентными платежа-
ми..., включая возможность получения недропользователями льгот за исто-
щение недр или за отработку низкокачественных руд..., уменьшение числа
налогов и переход в основном к рентным платежам». Все изложено четко и
ясно. Лучше не скажешь. Однако действующая система налогообложения
нефтяной отрасли и проект нового Закона «О недрах» - полная противопо-
ложность изложенным принципам.
Таким образом, очень верно сформулированные принципы эффективно-
го недропользования, начиная с Петра I и до В.В. Путина, в современной
рыночной России пока не удалось реализовать па практике. А жаль. Будем
оптимистично надеяться на будущее.
570
ЛИТЕРАТУРА
1. Валеев Р.П. Тектоника Вятско-Камского междуречья. — Труды Геол.ин-та. —
Казань, 1968, вып.ХП.
2. Хачатрян P.O. Принципы тектонического районирования нефтегазонос-
ных провинций древних платформ - Труды ИГиРГИ, 1971, вып.2, с.15-24.
3. Важнейшие генетические типы локальных поднятий Волго-Уральской неф-
тегазоносной области / P.O.Хачатрян, В.И.Громека, Ю.Б.Митрейкин и др. - В кн.:
Тектоника и размещение нефтегазовых месторождений Востока Русской плат-
формы. - М.: Наука, 1968, с.61-80.
4. Клубов В.А. Палеоструктурный анализ восточных районов Русской плат-
формы. - М.: Недра, 1973.
5 Мельников А.М., Войтович Е.Д., Лангуев П.И. Новые данные о тектоничес-
ком строении Татарии — В кн.: Вопросы геологической нефтеносности и методи-
ки поисково-разведочных работ в Татарии. Альметьевск: Центральная научно-
исследовательская лаборатория объединения «Татнефть», 1969, с.38-55
6. Валеев PH Тектоническое районирование Волго-Камского края по осо-
бенностям пространственного размещения структур второго и третьего поряд-
ков — Нефтегазовая геология и геофизика, 1965, №11.
7. ШатскийН.С. О глубоких дислокациях, охватывающих и платформы, и склад-
чатые области (Поволжье и Кавказ). - Известия АН СССР, сер.Геол., 1948, №5.
8. Степанов В.П., Боронин В.П., Докучаев Н А., Богатов В.И., Степанов А.В.
Кольцевые структуры земной коры Волжско-Камской антеклизы. - Казань: Изд-
во Казанского ун-та, 1983.
9. Абдуллин Н.Г, Аминов Л.З., Мельников С.Н. и др. Закономерности размеще-
ния и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области.
Till. Татарская АССР. Труды Ин-та геологии и разработки горючих ископаемых. —
М.: Недра, [979, 168с.
10. Абдуллин Н.Г, Бадамшин Э.З., Муслимов Р.Х. Перспективы поисков нефти
в карбонат ных отложениях Татарского свода - Казань. Изд-во Казанского ун-та. —
1982.-135с.
11. Бадьянов В.А., Гурьянов ГН. Условия залегания нефти залежей нижнего
карбона Бавлинского месторождения. - Труды ТатНИИ, вып.4. Бугульма, 1962.
12. Дияшев PH. Механизмы негативных последствий совместной разработки
нефтяных пластов. - Казань: Изд-во КГУ, 2004. - 192с.
13 Миропольская ГЛ., Герасимова Е Т, Логинова В.Н., Тузова Л. С. Нефте-
носность девона востока Татарии. Т.2. - Литология и фации / Тр.КФАН СССР. -
Вып.6, 1960.
14. Бадьянов В.А. Методика корреляции продуктивных пластов в условиях значи-
тельной фациальной изменчивости // НТС ВНИИ. Серия «Добыча». — 1964 — №24
15. Бадьянов В.А., Норман Ю.С. Об оптимальном расчленении и корреляции
горизонта Ромашкинского месторождения // Труды ТатНИПИнефть. — Л.; Не-
дра, 1967. - Вып X.
Литература
571
16. Шельнова А.К., Желтова АН, Блудорова Е.А. Типы разрезов нижнего кар-
бона, развитые на территории Татарской АССР. - ДАН СССР: Т.171. -№2. - 1966.
17 Шельнова А.К., Антропов Н А. и др. Уточнение стратиграфии, литологии и
фаций нижнего карбона и карбонатной части девона Камеко-Кинельской впади-
ны и Северного купола Татарского свода. - КГЭ: Труды ТИГР, 1968.
18. Шельнова А.К., Кузнецов Ю.И. и др. Литологическое и палеонтологичес-
кое изучение, составление заключений, разрезов, корреляционных схем, карт
мощностей, фаций каменноугольных образований но материалам бурения за
I960-1961гг. и предшествующих лет. - КТЭ. - Казань, 1966.
19. Крашенинников ГФ. Методика палеогеографических исследований на ос-
нове фациального анализа И Вопросы седиментации. - М.: Гостоптехиздат, I960
20. Крашенинников ГФ Некоторые вопросы современной методики палеоге-
ографических исследований. - Изд. АН СССР: Сер.Геол. - №6. - 1962.
21. Шакиров А Н. Геологические основы применения методов увеличения
нефтеотдачи в продуктивных отложениях палеозоя Татарстана. - СПб: Недра,
2003.-372с.
22. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений в системе природных вод. М.:
Недра Гостоптехиздат. - 1946.
23. Герасимов В.Г. Халикова ГФ. Подземные воды юго-востока Татарии/ Ма-
териалы по геологии отдельных районов Волго-Уральской нефтеносной области
И Труды ВНИГНИ. — Л.: Недра; Гостоптехиздат, 1959. - Вып.ХХ.
24. Богомолов ГВ., Герасимов В.Г, Зайдельсон и др. Гидрогеология Волго-
Уральской нефтегазоносной области. - М :Недра, 1967.
25. Герасимов В.Г, Доронкии К.Н. Некоторые черты палсогидрогеологичес-
ких условий формирования нефтяных и газовых залежей в нижнефранских отло-
жениях Татарской АССР. В кн.: Доклады молодых ученых на V научной конферен-
ции. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1969, с.28-33
26. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных
месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. - Казань: Изд-во
Казанского ун-та, 2003. - 596с.
27. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторож-
дений Татарии. - Казань: Таткнигоиздат, 1985.
28. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффек-
тивность разработки Ромашкинского месторождения. - Казань: Изд-во Казанско-
го ун-та, 1979.
29. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки месторожде-
ний платформенного типа. - М.: Недра, 1972.
30. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов РБ., Юсупов Н.Г Геология, раз-
работка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. - В 2-х т. -
М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
31. Юдин В.М., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. Разработка водонефтяных зон
с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромаш-
кинского месторождения) // Нефтяное хозяйство - 1974. - №5
32. Султанов С.А., Орлинский Б.М., Хисамов РБ. и др. Особенности заводне-
ния коллекторов и скважин на Ромашкинском месторождении // Вопросы ин-
тенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений
Татарии — Казань: Таткнигоиздат, 1972.
572
Литература
33. Иванова М.М., Чоловский И.П., Кинзикеева И.Г. и др. Основные законо-
мерности перемещения ВНК и контуров нефтеносности на Ромашкинском не-
фтяном месторождении // Тр. ТатНИИ. - Бугульма, 1962. - Вып. 4.
34. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. —
М.; Недра, 1987.
35. Муслимов Р.Х. и др. Освоение и эксплуатация нефтяных месторождений
Татарии. - Казань: Таткнигоиздат, 1973.
36. Муслимов Р.Х. и др. Эффективность повышения давления нагнетания при
внутриконтурном заводнении И Интенсификация разработки нефтяных место-
рождений. — Казань: Таткнигоиздат, 1968.
37. Валиханов А.В., Вахитов Г.Г, Грайфер ВИ. и др. Разработка нефтяных
месторождений Татарии с применением повышенного давления. - Казань: Тат-
книгоиздат, 1971.
38. Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустер ИН. Заводнение нефтяных мес-
торождений при высоких давлениях нагнетания. - М.: Недра, 1975.
39. Орлинский Б.М., Князев СВ.. Лысенко В.Д. и др. Регулирование процесса
разработки многопластовых залежей нефти с подошвенной водой // Регулирова-
ние процессов эксплуатации нефтяных залежей. Материалы выездной сессии. -
М.: Наука, 1976.
40. Сахипгареев PC, Славин В.И. Необратимые деформации горных пород
при испытании скважин // Геология нефти и газа. - 1991. — №5.
41. Хмелевских Е.И. Некоторые особенности разработки участков Ташлиярс-
кой площади при снижении забойного давления // Труды ТатНИПИнефть. - Куй-
бышев, 1971. - Вып.20.
42. Муслимов Р.Х. и др. Обоснование оптимальных забойных давлений для
терригенных коллекторов // Нефтяное хоз-во. — 1984. - №9.
43. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки и повышение нефтеотдачи
горизонтов ДоД, Ромашкинского месторождения//Новые методы повышения
нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии. Бугульма, 1979.
44. Крылов А.П. Основные принципы разработки нефтяных залежей с приме-
нением нагнетания рабочего агента в пласт// Труды МНИ. - М.: Гостоптехиздат,
1953.-Вып. 12.
45. Сургучев МЛ. Завершение скважин — состояние, их проблемы // Труды
ВНИИ. -М.: Недра, 1986. - Вып.94.
46. Галеев Р.Г, Муслимов Р.Х., Юсупов ИГ. Состояние и перспективы вскры-
тия и освоения низкопродуктивных коллекторов на месторождениях АО «Тат-
нефть» / Тез докл. на семинаре «Проблемы первичного и вторичного вскрытия
пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизон-
тальных скважин». - Уфа, УГНТУ, 1997.
47. Фаттахов Б.З., Муслимов Р.Х. Методические вопросы оптимизации плот-
ности сетки скважин/ Нефтяное хозяйство. - 1978. — № 7.
48. Муслимов Р.Х. Состояние и основные направления совершенствования
разработки нефтяных месторождений Татарии: Проблемы совершенствования
разработки нефтяных месторождений. - Альметьевск, 1988.
49. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторожде-
ний.-М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
Литература
573
50. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазо-
вых месторождений России / Под ред. В.Е.Гавуры: В 2-х г. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996.
51. Дияшев Р.Н., Мухарский Э.Д., Николаев В. А Динамика разработ ки много-
пластовой залежи и выделение объектов эксплуатации. - Нефтяное хозяйство,
1979.-№3.
52. Дияшев Р.Н. Совмест ная разработ ка нефтяных пластов. - М.: Недра, 1984.
53. Долженков В.Н., Коцюбинский В.Л., Соловьева В.Л., Фазлысв Р.Г. Принци-
пы разработки небольших месторождений Татарии // Тр. ТатНИПИнефть. - Бу-
гульма, 1981,- Вып. 46.
54. Долженков В.Н., Абдулмазитов Р.Г, Миронова Л. М. О некоторых особен-
ностях условий разработки небольших месторождений Татарии на примере Уль-
яновского месторождения И Тр. ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1979. — Вып.40.
55. Батурин Ю.Е. Выделение эксплуатационных объектов на многопласто-
вом месторождении И Геология нефти и газа. - 1979. - №1.
56. Быков НЕ. Выделение эксплуатационных объектов в разрезах многоплас-
товых нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975.
57. КаналыI В.Г. Краткий обзор развития методики выделения эксплуатационных
объектов // Тр. Тюменского индустриального института. - Тюмень, 1975. - Вып.З.
58. Рамазанов Р.Г. Выделение эксплуатационных объектов на примере место-
рождений Татарии / Тезисы доклада научно-технической конф. «Проблемы наи-
более полного извлечения нефти из недр Татарии». - Альметьевск, 1987.
59. Муслимов Р.Х.. Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разра-
ботки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань: Таткниго-
издат. - 1989.
60. Муслимов Р.Х.. Мухарский Э.Д. Рациональный порядок разбуривания кра-
евых площадей крупных нефтяных месторождений Татарской АССР // Геология
нефти и газа. - 1970. - №5.
61. Регламент составления проектных технологических документов на разра-
ботку нефтяных и нефтегазовых месторождений. - М.: Минтопэнерго России,
1996.
62. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводо-
родного сырья. - М.: КубК-а, 1997.
63. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки нефтяных месторождений
Татарии И Нефтяное хоз-во. - М.: Недра, 1981. -№ 9.
64. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. Заводнение - основа рентабельной эксп-
луатации залежей высоковязких нефтей И Материалы совещания «Разработка
нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их реше-
ния»,- М: ВНИИОЭНГ, 1996.
65. Муслимов Р.Х. Некоторые особенности выработки неоднородных пластов
многопластового эксплуатируемого объекта при совместной разработке путем
внутри контурного заводнения // Нефт епромысловое дело. - 1976. — №8.
66. Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Юсупова Т.Н. и др. Сравнительный ана-
лиз состава остаточных и добываемых нефтей с целью оценки возможностей их
доизвлечения / Материалы научно-практической конференции «Проблемы раз-
вития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запа-
сов». - Альметьевск, 1994.
574
Литература
67. Дияшев PH, Костерин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в дефор-
мируемых нефтяных пластах. - Казань: Изд-во Казанского математического об-
щества, 1999.
68. Муслимов Р.Х., Киршфельд Ю.З., Петросян Л.Г Доразведка эксплуатируе-
мых месторождений - важнейший резерв подготовки новых запасов нефти в ста-
рых нефтедобывающих районах / Нефтегазовая геология и геофизика. - 1974. — № 1.
69. Долженков В.Н, Ахметов Н.Г Лиходедова С.А О подтверждаемости ве-
личины и структуры запасов нефти небольших месторождений Татарии по дан-
ным эксплуатационного бурения // Тр. ТатНИПИнефть. — Бугульма, 1978. - Вып.38.
70. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И, Мочалов Е.Ю. Методика доразведки неболь-
ших месторождений Татарии. - Нефтегазовая геология и геофизика, 1976, № 10.
71. Муслимов Р.Х.. Ахметзянов Н.Г. Доразведка и подготовка к разработке
небольших месторождений // Геология нефти и газа. - 1975. - №1.
72. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и
газа.-М.: Недра, 1981.
73. Дементьев Л. Ф., Глумов И. Ф., Чоловский И.П Методика определения кон-
диций для подсчета запасов нефти на примере горизонта Д1 одной из площадей
Татарии //Тр. ВНИИ. - М.: Гостоптехиздат, 1962. — Вып.36.
74. Иванова М.М., Дементьев Л Ф, Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая
геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.:Нед-
ра, 1985.
75. Чоловский И П, Ошитко В.М. Охват заводнением и выработка пласта Д1 Ро-
машкинского месторождения // Татарская нефть. — 1962. - №11
76. Чоловский И.П Методы геолого-промыслового анализа при разработке
крупных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1966.
77 Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов - М.: Недра,
1974.
78. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими
методами. - М : Недра, 1977
79. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш. и др. Геологическое строе-
ние и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. - Уфа: Китап, 1993. -
280с.
80. Лысенко В.Д. Формулы для расчета процесса разработки нефтяной залежи
И НТС «Проблемы нефти и газа в Тюмени». — 1973. — №20.
81. Ахмедсафин K.I1L, Хисамов Р С. и др. Использование карт изобар для кон-
троля за разработкой пластов горизонта Д1 Абдрахмановской площади // Повы-
шение эффективности разработки нефтяных месторождений Татарии на поздней
стадии. - Альметьевск. 1981 - С. 106-110.
82. Временная инструкция расчета пластовых (забойных) давлений из опреде-
ленных эхометрированием уровней в механизированных скважинах. Альметь-
евск, 1983.
83. Чоловский И.П., Астафьева М.С., Лиходедова С.А. Охват пластов гори-
зонта Д1 Ромашкинского месторождения влиянием закачиваемой воды // Тр.
ТатНИИ. - Бугульма, 1962.-Вып 4.
84. Дияшев Р.Н., Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С. О некоторых последствиях внут-
риконтурного заводнения на многопластовом Ромашкинском месторождении и
Jlniepaiypa
575
задачи контроля геофизическими методами исследования И Матер, второго ки-
тайско-российского научи, симпозиума по геофизическим исследованиям сква-
жин, г.Шапхай, 3-5 ноября 2002г. - Уфа, 2003. - С.344-352.
85. Хуснуллин М.Х., Султанов С.А., Зайцев В.И. Применение методов про-
мысловой геофизики для определения нефтеотдачи пластов И Нефтяное хозяй-
ство. - 1974. — №11.
86. Глоговский М.М Дебит скважин, несовершенных но степени вскрытия
пласта // Тр. МНИ им.акад. И М.Губкина. Л.: Гостоптехиздат, 1951. - Вып.11.
87. Хуснуллин М.Х., Ведерников И.Р.. Муслимов Р.Х. Определение параметров
выработки продуктивных пластов при произвольной солености пластовых вод//
Нефтяное хозяйство. - 1982 - № 6.
88. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки много-
пластовых нефтяных месторождений. - Казань МОНИТОРИНГ, 1996 -288с.
89. Юсупов Р.М., Латифуллин Ф.М. К вопросу о построении карт остаточных
нефтенасыщснностей: Проблемы развития нефтяной промышленности Татар-
ciana на поздней стадии освоения запасов — Альметьевск, 1994
90. Гаврилов А Г. Непримеров НН, Овчинников М.Н., Штанин АВ. Разработка
нефтяного месторождения как комплексная междисциплинарная технология И На-
укоемкие технологии, 2004, №4. - Т.5.
91. Гаврилов А.Г, Непримеров Н.Н, Овчинников М.Н., Штанин А В. Анализ
заводнения и управление разработкой нефтяных месторождений с использова-
нием автоматизированной системы контроля / Тр. всерос. совещания по разра-
ботке нефтяных месторождений. Контроль и регулирование разработки, методы
повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных
месторождений. - Альметьевск, 2000.
92. Лысенко В.Д.. Никифоров И.Л. Новая детерминированная математичес-
кая модель разработки нефтяной залежи // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №11
93. Булыгин В Я., Булыгин Д.В Имитация разработки залежей нефти. - М.
Недра, 1990.
94. Булыгин Д.В. Тихонов А С., Кипоть В.Л Филатов М.Е. Совершенствова-
ние функций системы ТРИАС для построения постоянно действующих моделей
независимых нефтяных компаний РТ // Тр.науч-практ. конф. VII межд. выставки
«Нефть, газ - 2000» Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных место-
рождений. Казань: Экоцентр, 2000.
95. Низаев Р.Х., Хакимзянов И.Н., Лисин А.С., Кульмамиров А.Л. Проблемы
создания трехмерной гидродинамической модели на базе пакетов программ
фирмы «Landmark» / Тр.науч-практ. конф. VII межд. выставки «Нефть, газ - 2000».
Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений. Казань.
Экоцентр, 2000.
96. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных
месторождений. - М.: Недра, 1977
97. Чоловский И.П., Тимофеев В.А., Брагин Ю И. Методы геолого-промысло-
вого контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд. — Элиста:
АПГ1 «Джангар», 1996.
98. Дворецкий В.Г, Труфанов В В., Дворкин ВИ и др. Новая технология геофи-
зического контроля за динамикой заводнения и выработкой нефтяных пластов в
576
Литература
скважинах специальной конструкции // Краткие тезисы докладов всесоюзного
совещания «Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов». — Бугуль-
ма, 1989
99. Токарев М.А. Использование геолого-статистических моделей для контро-
ля текущей нефтеотдачи / Нефтяное хозяйство, 1983, №11.
100. Фархуллин Р.Г. Комплекс промысловых исследований по контролю за
выработкой запасов нефти. - Казань: Татполиграф, 2002.
101. Муслимов Р.Х. Развитие принципов и методов промыслового и геофизи-
ческого контроля разработки крупных многопластовых месторождений платфор-
менного типа (на примере Ромашкинского месторождения) И Сб. трудов межд.
симпоз.’96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводне-
нием, Китай, 1996.
102. Малышева И.А., Дубровский В.С.. Хисмепюв ТВ. Информативность ком-
плекса геофизических исследований скважин при бурении с использованием
полимерных растворов // Нефтяное хозяйство, 1990. - №8.
103. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи
пластов. - М.: Недра, 1985.
104. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка нефтеот-
дачи пластов. Казань: Изд-во КГУ, 1999.
105. Гимсипудинов Ш.К. Проектирование моделей «Нефтеотдача коллекторов». -
М.: Недра, 1970- 120с.
106. Справочная книга по добыче нефти / под ред.Гиматудинова Ш.К.- М„
1974.-С.420-445.
107. Циклическое заводнение нефтяных пластов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977.
108. .Муслимов Р.Х, Шавалиев А. М., Хамзин Р.Г. Циклическое воздействие и изме-
нение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана /
Геология, геофизика нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1993, №8.
109. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неодно-
родные нефтяные пласты. — М.; Недра, 1988.
110. Калганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б Ф. Обводнение нефтяных сква-
жин и пластов. - М.: Недра, 1965.
111. Баймухамепюв КС, Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. Геологи-
ческое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Уфа, 1993.
112. Лысенко В.Д Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.:
Недра, 1991.
113. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -
М.: Недра, 1991.
114. Баймухамепюв КС. Геологические принципы выделения эксплуатаци-
онных объектов в многопластовых терригенных толщах месторождений Башки-
рии // Геологическое строение многопластовых объектов месторождений нефти
Башкирии и их разработка. - Уфа, 1985. - С. 165—175.
115. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. 75 лет опыта. -
М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.Губкина, 2004.
116. Щелкачев В.Н. Анализ разработки нефтяных месторождений США // Об-
зор. информ. ВНИИОЭНГ. Сер.Нефтепромысловое дело. Вып.13.-М., 1982.-39с.
Литература
577
117. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных мес-
торождений. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 628с.
118. Овнатанов С.Г., Карапетов К.А. О сроках разработки залежей в связи с
применением форсированного отбора жидкости / Нефт. хоз-во, 1966, №7.
119. Шустеф И.Н., Стадников НЕ. Применение ФОЖ на месторождениях с
разной геолого-промысловой характеристикой / Нефт. хоз-во, 1980, № 12.
120. Шеметилло В.Г., Мосунов А.Ю., Афанасьев В А. и др. Форсированный
отбор жидкости как метод повышения нефтеотдачи гранулярных коллекторов //
Нефтяное хоз-во, 2004, №2 - С.54-58.
121. Халимов Э.М., Саттаров М.М., Сабиров И.Х. и др. Об эффективности
форсированного отбора жидкости из девонских пластов. Тр. УфНИИ, вып. 27, 1969
122. Тимашев Э.М., Козлов Ю.А., Малышев Н А Об эффективности форсиро-
ванного отбора в различных геолого-промысловых условиях разработки нефтя-
ных месторождений / Тр. БашНИПИнефть, 1978, вып.51.
123. Хисамов Р.С. Анализ эффективности форсированного отбора жидкости
па Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения/ Нефт.
хоз-во, 1993, №7.
124. Сонин В.11., Черемисин НА. Климов А.А. и др. Влияние на нефтеотдачу
форсированных отборов и перспективы их применения // Нефтяное хоз-во. —
2002.-№8.-С.31-33.
125. Казаков А А. Пути повышения эффективности форсированного отбора
жидкости И Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1988. -
Вып.6.-С.25^13.
126. Данилова ТЕ. О пелитовой и мелкоалевритовой фракциях в песчано-алев-
ритовых породах и их влияние па коллекторские свойства/ Тр. ТатНИПИнефть-
Вып.ХХХ-1975.
127. Валиханов А.В., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х. и др. Разработка мало-
продуктивных коллекторов. - Казань: Таткнигоиздат. - 1970.
128. Блинов А.Ф., Хисамов Р.Б., Суханов Н.А. Геолого-технические критерии
технологии выработки запасов малопродуктивных коллекторов и песчаных линз //
Сб. Фундаментальные и поисковые исследования механизма вытеснения нефтей
различными агентами и создание технологий разработки трудноизвлекасмых за-
пасов. Альметьевск, 1991.
129. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. —
Самара: Самарское книжное изд-во, 1998.
130. Тахаутдинов Ш.Ф., Садыков И.Ф., Панарин А.Т. и др. Тсрмоимплозион-
ные и термогазохимические методы повышения продуктивности скважин. Со-
стояние и перспективы // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи плас-
тов и роль супертехнологий// Казань: «Новое Знание», 1998.
131. Викторин В.Д, Лыков Н.А. Разработка нефтяных и газовых месторожде-
ний, приуроченных к карбонатным коллекторам. - М.: Недра, 1982.
132. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания сква-
жин на продуктивность / Нефтяное хозяйст во, 1985, № 5.
133. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян А.А. Повышение нефтегазоотдачи
пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. Обзорн. информа-
ция. Сер.Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1997.
578
Литература
134. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтяного пласта. М.:
Недра, 1972.-336с.
135. Постам С.А., Ибрагимов Л.Х., Ялунин М.Д. Повышение эффективности
вскрытия продуктивных пластов И Механика горных пород при бурении: Тез.-
докл. Всесоюз.конф. / ГНИ. - Грозный, 1988. - С.8-14.
136. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности сква-
жин. - М.: Недра, 1978. -256с.
137. Орлов ГА., Рылов Н.И., Давыдова А.И. Разработка и совершенствование
жидкостей глушения на углеводородной основе. Тр. ТатНИПИнефть, 1980, №43.
138. Байков У.М., Валеев Ш.И., Наумов В.П. и др. Совершенствование техники
и технологии глушения скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов И Тр.
БашНИПИнефть. - 1980, №59. - С. 119-125.
139. Баландин В.И., Савич А.И. Технология глушения скважин при проведе-
нии ремонтных работ в пластах с низкопроницаемыми коллекторами // Пробле-
мы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Пермского Приуралья - М.: Не-
дра, 1988.-С.78-79.
140. Салихов Р.Г. Повышение качества вскрытия пластов совершенствовани-
ем технологии заканчивания скважин на депрессии // Автореферат кандидатской
диссертации. - Уфа, 2004.
141. Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитных скважин-
Ижевск, 1999.-64с.
142. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пла-
ста. — М.: Недра, 1982. — 392с.
143. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И М., Хасаев А.М., Гусев В.И. Технология и
техника добычи нефти. - М.: Недра, 1986. - 381с.
144. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Жданов С.А. и др. Геолого-физические
условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов //
Нефтяное хозяйство. - 1979, №4, с.29-34.
145. Дубровский В.С., Нуретдинов Я.К., Аглиуллин М.Ям др. Совершенствова-
ние методики прогнозирования продуктивности терригенных коллекторов по дан-
ным геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство, 2004. — №10. -
С.54-57.
146. Временная инструкция по оценке потенциального дебита скважины по
результатам ГИС. — Бугульма, 2004.
147. Хавкин А.Я. Физико-химические аспекты процессов вытеснения нефти в
пористых средах И Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений,
1994, №7-10, с.30-37.
148. Капиллярные явления и нефтеотдача / М.Т.Абасов, Н.Д.Таиров, Д.М.Вс-
зиров и др. // Баку, 1987, 148с.
149. Крылов А.П. О некоторых вопросах проблемы нефзеотдачи в связи с ее
изучением // Нефтяное хозяйство, 1974, 304с.
150. Мархасин ИЛ. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Не-
дра, 1977. —215с.
151. Мирзаджанзаде А.Х., Максутов Ф.Г., Нигматуллин РИ. и др. Теория и прак-
тика применения неравновесных систем в нефтегазодобыче. - Баку, 1985. - 263с.
Литература
579
152. Христианович С.А., Коваленко Ю.Ф. О повышении нефтеотдачи нефтя-
ных пластов // Нефтяное хозяйство, 1988, №10. - С.25-29.
153. Сулима С.А., Сонич В.П., Мишарин В.А. и др. Потокоотклоняющие техноло-
гии - основной метод регулирования разработки высокозаводненных залежей И
Нефтяное хозяйство, 2004, №2. - С.44-50.
154. Швецов И.А. и др. Исследование методов, повышающих эффективность
заводнения нефтяных пластов // Тр. КуйбышевНИИ НП - Вып. 40. - Куйбышев,
книжн. изд-во, 1968.
155. Кукин В.В. и др. Фильтрационные характеристики растворов полимеров //
Тр КуйбышевНИИ НП. - Вып. 38. - Куйбышев, книжн. изд-во, 1968.
156. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки не-
фтяных месторождений на основе ограничения движения воды в пластах. - М.:
ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. -285с.
157. Рахимкулов И.Ф., Бабалян П И. Эффективность применения раствора
полиакриламида для заводнения // Нефтяное хоз-во, 1969. - №3.
158. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней
стадии разработки. - М.: Недра Бизнесцентр, 2002. - 639с
159. Романов ГВ.. Лебедев Н.А., Чендарев В.В. Технологии СНПХ для освоения
трудноизвлекаемых запасов нефти (результаты и перспективы) // Труды науч.-практ.
конф. «Нефть, газ. Нефтехимия-2001». Новейшие методы увеличения нефтеотдачи
пластов - теория и практика их применения. - Т.1. — Казань, 2002. - С.69-95.
160. Салихов ИМ.. Рафиков Р.Б., Баранов Ю.В. и др. Анализ результатов при-
менения технологий по повышению нефтеотдачи пластов на основе древесной
муки на объектах разработки НГДУ «Джалильнефть» И Труды науч.-практ. конф.
«Нефть, газ. Нефтехимия-2001». Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пла-
стов - теория и практика их применения. - Т. 1. - Казань, 2002. - С.292-300.
161 Булавин В.Д., Краснопевг^ева И. В. Технологический комплекс для интен-
сификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на основе отечественного
биополимера // Нефтяное хозяйство, 2002. - №4. - С.116-117
162. Юлбарисов Э.М., Файзов Ш.М., Симаев Ю.М. Исследования фильтраци-
онных характеристик водных растворов симусана и его композиций на двухслой-
ной модели пласта // Нефтяное хозяйство, 1996. - №3. - С.31-34.
163. Алтунина Л.К, Боксерман А.А., Кувшинов В.А. и др. Повышение нефтеот-
дачи путем внутрипластовой генерации систем с регулируемыми вязкостью и
щелочностью // Ежегодник ВНИИнефть. — М.: Всерос.нефтегаз. науч.-иссл. ин-т,
1997.-С.222-236.
164 Алтунина Л.К, Кувшинов В А. Неорганические гели для увеличения нефте-
отдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефтяное хозяйство. -
1994, №4 - С.36-39.
165. Хисамов PC., Яковлев С.А., Валеева Г.Х. и др. Анализ технико-экономи-
ческой эффективности закачки реагента «темпоскрин» на Ромашкинском место-
рождении //Труды науч.-практ. конф. «Нефть, газ. Нефтехимия-2001». Новейшие
методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения. -
Т. 1. - Казань, 2002. - С.288-292.
166. Хисамов Р.С., Яковлев С.А., Кашапов Х.З. и др. Перспективность новых
методов увеличения выработки пластов на поздней стадии разработки нефтяных
580
Литература
месторождений // Труды науч.-практ. конф. «Нефть, газ. Нефтехимия-2001». Но-
вейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их приме-
нения. — Т. 1. - Казань, 2002. - С 459—467.
167. Рахимкулов И.Ф., Бабалян П.И. Эффективность применения раствора
полиакриламида для заводнения // Нефтяное хоз-во, 1969. - №3.
168. Патент РФ №2125649 «Способ интенсификации добычи нефти», 1998.
169. Патент РФ №2153572 «Способ упрочнения стенки скважины при буре-
нии», 1999.
170. Патент РФ №2149989 «Способ добычи нефти из нефтесодержащих карбо-
натных пластов», 1999.
171. Патент РФ №2152903 «Способ получения модифицированного дисперс-
ного кремнезема», 1999.
172. Патент РФ № 2195546 «Способ изоляции промытых зон в нефтяном плас-
те», 2001.
173. Бабалян ГА. Вопросы механизма нефтеотдачи // Баку: Азнефтеиздат, 1956. -
254 с.
174. Вердеревский Ю.Л., Арефьев Ю.Н., Чаганов М.С. и др. Увеличение про-
дуктивности скважин в карбонатных коллекторах составами на основе соляной
кислоты И Нефтяное хоз-во, 2000. - №1.
175. Хисамутдинов НИ, Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. Проблемы извлече-
ния остаточной нефти физико-химическими методами. - М.: ВНИИОЭНГ. — 2001. -
184 с.
176. Гумерский Х.Х., Горбунов А. Т, Жданов С.А., Петраков А . М. Повышение
нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия // Не-
фтяное хоз-во, 2000. — №12.
\Т1. Горбунов А.Т., БученковЛ.И. Щелочное заводнение.-М.: Недра, 1989.-67с.
178. Алмаев Р.Х., Девятов В.В. Влияние щелочных осадкообразующих соста-
вов на изменение проницаемости нефтенасыщенных пород // Геология, геофи-
зика и разработка нефтяных месторождений, 1995, №3. - С.49-52.
179. Мирзоев К.М., Муслимов Р.Х., Хисамов PC. и др. Оценка оптимальных
объемов и режима закачки воды в скважины Ромашкинского месторождения на
примере Абдрахмановской площади с целью уменьшения обводненности и уве-
личения добычи нефти // Нефтяное хоз-во, 2005. - №4.
180. Блажевич В.А. Практическое руководство по гидравлическому разрыву
пласта. — М.: Гостоптехиздат, 1961.
181. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидрав-
лического разрыва пластов за рубежом / Обзорная информация ВНИИОЭНГ.
Серия «Нефтепромысловое дело». - М., 1985.
182. Малышев АГ, Малышев ГА., Кочетков Л.М. и др. Состояние и совер-
шенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях
ОАр «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2004, №2. — С.38—42.
183. Ганиев РФ. Проблемы и перспективы волнового машиностроения и вол-
новой технологии в топливно-энергетическом комплексе// Передовые техноло-
гии на пороге XXI века. М.: НИЦ Инженер, 1998.
184. Симонов Б.Ф., Сердюков С.В., Передников Е.Н. и др. Результаты опытно-
промысловых работ по повышению нефтеотдачи вибросейсмическим методом
И Нефтяное хоз-во, 1996. - №5. - С.48-52.
Ли гература
581
185. Методическое руководство по определению технологической эффектив-
ности сейсмоакустического воздействия на месторождениях АО «Татнефть». РД
39 05753419-01-95 Альметьевск, 1995.
186. Симкин Э.М., Погосян А.Б., Лопухов ГII. Вибросейсмический метод воз-
действия на обводненные нефтяные пласты Результаты экспериментальных и
промысловых исследований // Фундаментальные и поисковые исследования ме-
ханизма вытеснения нефтей различными агентами и создание технологий раз-
работки трудноизвлекаемых запасов нефти. - М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - С. 105-112.
187. Волков Ю.А., Карпова Л.Г, Муслимов Р.Х Разработка нефтяных и нефте-
газовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения // Матер, со-
вещ. Альметьевск, сентябрь 1995г. - М.. ВНИИОЭНГ, 1996. - С.242-254.
188. Волков Ю.А., Карпова Л.Г, Муслимов РХ., Сулейманов ЭИ., Тюрин В.В.
Перспективы дальнейшего развития горизонтальных технологий в Татарстане /
Техника и технология добычи нефти на современном этапе // Сб.докладов науч-
но-практической конференции. Альметьевск, 14-15 мая 1998г.
189. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Рамазанов Р.Г. Геолого-промысловые
и технологические критерии повышения нефтеизвлечения из сложнопостроен-
ных терригенных коллекторов за счет бурения горизонтальных скважин и зарезки
вторых стволов // Применение новых технологий бурения горизонтальных ство-
лов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Матер всеросс.
конф. Ижевск, 29-30 октября, 1997г. - Ижевск, 1997, с. 69-79.
190. Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Рассадников В И Развитие техники и техноло-
гий строительства скважин ОАО «Сургутнефтегаз» И Нефтяное хозяйство, 2004,
№2.-С.74-79.
191. Асмоловский В.С., Василенко В.Ф., Викторов П.Ф. и др. Теория и практи-
ка выбора объектов для разработки горизонтальными скважинами и основные
итоги их эксплуатации на месторождениях Башкортостана // Докл. на всерос.
совещании 5-8 сентября 1995г. Альметьевск - Альметьевск, 1996.
192. Кудинов ВИ, Савельев В.А., Богомольный Е.И, Сучков Б.М Горизон-
тальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных
скважинах ОАО «Удмуртнефть» // Нефтяное хозяйство, 1997. - №5. - С. 17-20.
193. Кудинов В.И., Брахин Г.В., Зубов Н.В. и др. Основные направления науч-
но-технического прогресса в разработке месторождений высоковязких нефтей
Удмуртской АССР. - Ижевск: Удмуртия, 1987. - 84с.
194. Кудинов В.И Совершенствование тепловых методов разработки место-
рождений высоковязкой нефти. - М.: Нефть и газ, 1996. - 283с.
195. Кудинов В.И, Сучков Б.М. Интенсификация текущей добычи нефти //
Нефтяное хоз-во. - 1990. - №7. - С.63-66.
196. Кудинов В.И, Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из кар-
бонатных коллекторов. — Самара: Кн.изд-во, 1996. - 440с.
197. Дегтярев Н.М., Полянский В.Г, Багов Р.А. Применение газа высокого дав-
ления и углеводородных растворителей для увеличения нефтеотдачи пластов //
Состояние и перспективы применения новых методов увеличения нефтеотдачи
пластов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - С.36-40
198 Мухаметзянов PH Григорьев СИ, Вайгель А.А. Анализ распределения
нефтенасыщенности газовых шапок пластов Самотлорского месторождения // Нефт.
пром-сть. Сер.Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1984. - №7. - С.4—6.
582
Литература
199. Палий А.О., Амелии И.Д. Закачка газа в пласт с целью увеличения нефтеот-
дачи // Обзорная информация, сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ,
1978.
200. Оценка перспектив применения закачки азота при разработке месторож-
дения Тенгиз/ Желтов Ю.В., Максутов Р.А., Дергунов П.В., Фаткуллин А.А., Ко-
щеев В.А.//Тр. ВНИИ, 1988, вып. 104.-С.5-12.
201. Желтов Ю.В., Кибаленко И.А., Ступоченко В.Е. Особенности примене-
ния метода водогазового воздействия в нефтяных залежах с терригенными кол-
лекторами, содержащими набухающие глины // НТИС Научно-производствен-
ные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. -
М.: ВНИИОЭНГ, вып.10.- С.10-13.
202. Муркес М.И., Сургучев М.Л., Шовкринский Г.Ю. К выбору оптимальной
технологии вытеснения нефти водогазовыми смесями // Тр.ВНИИнефть, вып.68.
Теоретические и практические аспекты разработки нефтегазоносных пластов. —
М.: 1979.-С.23-26.
203. Применение углекислого газа в добыче нефти // Балинт В., Бан А., Доле-
шал Ш., Забродин П.И. и др. // М.: Недра, 1977.
204. Халимов Э.М., Акишев ИМ., Жабрева П.С. и др. Месторождения природ-
ных битумов. - М.: Недра. - 1983. - 192с.
205. «Canad Petroleum». 1981, 22, №5, р.28-31. Проблемы осуществления про-
екта «Syncrude» в Канаде. ЭИ. «Нефтепромысловое дело», 1981. №22.
206. Бепов Е.П., Газизуллин Р.Г, Страшов ИМ. и др. Оценка экономической
эффективности разработки битуминозных песчаников открытыми горными ра-
ботами. - В кн.: Геология, разработка месторождений, физика и гидродинамика
пласта. Тр. ТатНИПИнефть, Казань, 1975, вып.30. - С.366-370.
Q07. Газизуллин Р.Г. Технологические основы рудничной разработки и комплек-
сной переработки битумоносных пород. - Казань: Изд-во «Плутон», 2002 - 392с.
208. Кравцов Я.И., Алемасов В.Е., Муслимов Р.Х. Комбинированное воздей-
ствие на продуктивные пласты как способ достижения синэнергетического эф-
фекта // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов
нефти. Труды 12 европ.симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». — Ка-
зань: Идел-пресс, 2003. - С.20-26.
209. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. - М.: Недра, 1976.
210. Коцюбинский В.Л., Муслимов Р.Х. О стадиях разработки нефтяных место-
рождений. — Нефтяное хозяйство, 1996, № 4.
211. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Карпова Г.И. Стадии процесса разработки
нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1971. - С.165-175.
212. Непримеров Н.Н., Шарагин А.Г. Внутриконтурная выработка нефтяных
пластов. — Казань: Изд-во КГУ, 1961.
213. Муслимов Р.Х., Хамзин Р.Г, Шавалиев А.М. Оптимизация разработки не-
фтяных залежей / Нефтяное хозяйство. - 1993. - №10.
214. Михайлов И.И. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов.
М.: Недра, 1992.-270 с.
215. Фахретдинов PH. Разработка модели остаточной нефти с учетом соста-
ва, свойств нефти и пористой среды для изучения процессов нефтеизвлечения //
Литература
583
Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения:
Тез.докл. междунар.симп. - С.-Петербург, 1992. - С.-236.
216. Романов Г.В., Семкин В.И., Гарусов А.В. и др. Исследование остаточных
нефтей и вмещающих пород Татарии методом термического анализа // Хими-
ческий состав нефтей и нефтепродуктов. Тез.докл. всесоюз.конф. - М.: Наука,
1984.-С.98.
217. Фахретдинов Р.Н., Давиденко Н.В., Старцева Р.Х. и др. Остаточные не-
фти и способы их извлечения // Нефтяное хоз-во. - 1992. - №4. - С.25-27.
218. Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Юсупова Т.Н., Семкин В.И., Романов ГВ.
Сравнительный анализ состава остаточных и добываемых нефтей с целью оцен-
ки возможностей их доизвлечения // Материалы научно-практической конфе-
ренции «Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней
стадии освоения запасов». - Альметьевск, 1994.
219. Петрова Л.М., Фосс Т.Р., Романов Г.В., Ибатуллин Р.Р. Сопоставитель-
ный анализ остаточных нефтей при отложении в пласте твердых парафинов с
высокопарафинистыми нефтями / Труды научно-практической конференции
«Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатывае-
мых месторождений» VI международной специализированной выставки «Нефть,
газ - 99». - Казань: Экоцентр, 1999.-Т. 1.
220. Миронов Т.П., Орлов В.С. Нефтеотдача неоднородных пластов при завод-
нении. М.: Недра, 1997.
221. Тулъбович Б.И., Митрофанов В.П., Бейзман В.Б. Определение кондици-
онных значений коллекторских свойств по начальной и остаточной объемной
нефтенасыщенности // Геология нефти и газа. — 1989. - №11. - С.28-31.
222. Санин В.П., Ковальчук Ю.А., Медведева Н.И. и др. О нижних значениях
коллекторских свойств пород месторождений Западной Сибири // Нефтегазовая
геология и геофизика. - 1976. - № 11. - С.26-28.
223. Золоева ГМ. Влияние коллекторских свойств на извлечение нефти в усло-
виях водонапорного режима // Геология нефти и газа . — 1984. - №10 - С.30-34.
224. Хуснуллин М.Х., Хамуллин И.Ф. Технология определения параметров вы-
работки продуктивных пластов // Разработка и эксплуатация нефтяных место-
рождений. - 1994. - №2. - С.22-24.
225. Орлов Л.И., Карпов Е.Н.. Топорков В.Г Петрофизические исследования
коллекторов нефти и газа. - М.: Недра. - 1978. - 216с.
226. Тульбович Б.И. Петрофизическое обеспечение эффективности извлече-
ния углеводородов. - М.: Недра, 1990. - 200с.
227. Юркие Н.И. Механизм вытеснения нефти из пористой среды // Нефтяное
хозяйство. - 1994. - №6. - С.36-40.
228. Муслимов Р.Х. Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан
до 2020 года: возможности и проблемы // Нефтяное хозяйство, 2005, №5 - С. 10-14.
229. Галеев Р.Г, Муслимов Р.Х. Состояние нефтяной отрасли Татарстана и
пути высокоэффективной эксплуатации нефтяных месторождений на поздней
стадии освоения нефтяных ресурсов региона // Материалы совещания «Разра-
ботка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их
решения». — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.
584
Литература
230. Хисамов PC, Яковлев С.А., Кашапов Х.З. и др. Перспективность новых
методов увеличения выработки пластов на поздней стадии разработки нефтяных
месторождений // Труды науч.-практ. конф. «Нефть, газ. Нефтехимия-2001». Но-
вейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их приме-
нения. - Т.1. - Казань, 2002. - С.459-467.
231. Муслимов Р.Х. Пути совершенствования налогообложения нефтедобычи
в России // Нефть! аз! 1раво - М., 2004, №3 (57).- С. 17-21.
232. Нуретдинов ЯК, Юсупов Р И, Дубровский В С. и др. Выделение во вме-
щающих породах терригенного девона проницаемых пластов с некондиционной
пористостью и определение их ФЕС по данным ГИС // Каротажник. - Тверь, 2003.
-№109.-С.325-330.
233. Глумов И.Ф., Плотникова ИН, Муслимов Р.Х. и др. Нефтяные и газовые
месторождения - саморазвивающиеся и постоянно возобновляемые объекты //
Геология нефти и газа. — М., 2004 - С 43—49
234. Глумов И Ф, Плотникова ИН, Муслимов Р.Х. и др. Нефтяные и газовые
месторождения - саморазвивающиеся и постоянно возобновляемые объекты
жизнедеятельности общества // Генезис нефти и газа. Сборник трудов всеросс.
конференции. — М.: ГЕОС, 2003—С.206—208.
235. Изотов В.Г, Муслимов Р.Х., Ситдикова Л.М. Геодинамическая модель
миграции углеводородных флюидов в кристаллическом фундаменте древних плат-
форм И Генезис нефти и газа. Сборник трудов всеросс. конференции. - М.: ГЕОС,
2003.-С. 124
236. Сучков ЬМ, Каменщиков ФА. Новые методы интенсификации добычи
нефти из карбонатных коллекторов // Нефтяное хоз-во, 1998. - №3. - С.48-50.
237. Сучков Б.М. Особенности технологии увеличения диаметра скважины в
зоне продуктивного пласта // Нефтяное хоз-во, 1989. - №10.
238. Кудинов В.И., Сучков Б.М., Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И. Повы-
шение эффективности кислотных обработок призабойной зоны пласта, ослож-
ненного отложениями парафина // Нефтяное хоз-во, 1994. - №1. - С.46—49.
239. Лысенко В.Д Якимов АС, Ахметзянов Р.Х. и др. О необходимости изу-
чения индивидуальных гсомеханических свойств нефтяных пластов многоплас-
товых месторождений И Тезисы докладов всерос.научи конф «Природные ре-
зервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных ме-
сторождений». - Казань: Изд-во КГУ, 2000. - С.25.
240. Ляхович П.К., Склярова З.П. Методика прогноза изменения емкостных
свойств терригенных коллекторов при разработке // Тезисы докладов всерос.-
научи.конф. «Природные резервуары углеводородов и их деформации в процес-
се разработки нефтяных месторождений». - Казань: Изд-во КГУ, 2000. - С.26.
241. Муслимов Р.Х., Мохелъ А Н Кулинич Ю.В., Волков Ю А О механогенных
изменениях продуктивности вертикальных, горизонтальных и наклонно направ-
ленных скважин // Тезисы докладов всерос.научн.конф. «Природные резервуа-
ры углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторож-
дений». - Казань: Изд-во КГУ, 2000. - С.30.
242. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча. История разви-
тия, современное состояние и прогнозы. — М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и
газа им.И.М.Губкина, 2001. - 135с.
Литература
585
243. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча. История разви-
тия, современное состояние и прогнозы: 2-е изд.стереотип.// Сер.Современные
нефтегазовые технологии. - Москва - Ижевск: Регулярная и хаотичная динамика.
2002.-135с.
244. Муслимое Р.Х. Совершенствование проектирования разработки нефтя-
ных месторождений - основа динамического развития нефтяной отрасли страны
И Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых мес-
торождений Татарстана на современном уровне. Сб.трудов научно-практ. кон-
ференции, посвященной 70-летию Муслимова РХ. — Альметьевск. Тип ОАО «Тат-
нефть», 2005г. - С.3-23.
245. Муслимов Р.Х. Проектирование разработки нефтяных месторождений —
постоянный процесс И Нефтяное хозяйство. - М.: Недра, 1994. - № 5,- С.25-3 1.
246. Щелкачев В.И. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их
размещения/ Нефтяное хозяйство. - 1974. -№ 6.
247. Щепкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей вли-
яние плотности сетки скважин на нефтеотдачу/ Нефтяное хозяйство. - 1984 - № 1.
248. Муслимов Р.Х. Негативное влияние процесса «старения» залежей на по-
тенциальные возможности нефтедобычи и пути повышения эффективности раз-
работки на поздней стадии //Современные проблемы геологии нефти и газа. Сбор-
ник статей. - М.: Научный мир, 2001. - С.65—73.
249. Муслимов Р.Х., Хисамов PC. Плотность сетки скважин многопластовых
объектов разработки // Нефтепромысловое дело - М : ВНИИОЭНГ, 1996- №11.
250. Плотность сетки скважин многопластовых объектов разработки. Геоло-
гия, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади. Сб. тр Уф гос. нефт.
техн, ун., вып. 1.-Уфа, 1997. - С.20-26.
251. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -
М.: Недра, 2000.
252. Дияшев Р.Н., Шавалиев А.М., Лиходедов В И Особенности разработки
мпогопластовых объектов// Экспресс-информ/ ВНИИОЭНГ. - Сер. «Нефтепро-
мысловое дело» - 1987.
253. Муслимов Р.Х. Опыт оптимизации системы разработки Ромашкинского
месторождения И Нефтяное хозяйство. - М.: Недра, 1980, №12.
254. Лисовский Н.Н., Филиппов В.П. Состояние разработки нефтяных место-
рождений России и задач по дальнейшему ее совершенствованию. Материалы
совещания «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние,
проблемы и пути их решения» М ВНИИОЭНГ, 1986.
255. Щепкачев В.Н. Избранные труды: в 2-х томах. — М.: Недра, 1990
256. Халабуда Э. П., Хуснуллин М.Х., Муслимов Р.Х. Оценка эффективности
оптимизации плотности сетки скважин на основе геофизических исследований //
Проблемы совершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. -
Альметьевск, 1983.
257. Абдулмазитов Р. Г, Муслимов РХ., Емельянова Г Г. и др. Оценка потерь
нефти от разряжения сетки скважин // Нефтяное хозяйство - М.: Недра, 1989, № 3.-
С.21-25.
258. Абдулмазитов Р. Г., Муслимов Р.Х., Иванов А.И. и др. Геологическое стро-
ение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. — М.: ВНИИОЭНГ,
1996,-440с.
586
Литература
259. Дияшев Р.Н., Муслимов Р.Х., Блинов А.Ф, Абдулмазитов Р.Г. Повышение
эффективности разработки нефтяных месторождений путем оптимизации сетки
скважин и применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи на
примере месторождений Татарии // Принципы размещения скважин и пути по-
вышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений. Сб.
докл. в г.Нижневартовск, 1988,-М.: ВНИИОЭНГ, 1990-С.29-42.
260. Муслимов Р.Х., Николаев В.А., Султанов С.А., Полуян ИГ. Предваритель-
ные результаты Бавлинского эксперимента // Нефтяное хозяйство. - 1981. — №7.
261. Муслимов Р.Х. Освоение системы внутриконтурного заводнения на Ро-
машкинском месторождении - выдающийся вклад нефтяников Татарстана в ми-
ровую нефтяную науку // Геология и разработка нефтяных месторождений Тез.
докл. Альметьевск, 1993.
262. Мирзаджанзаде А.Х., Филиппов В.П., Аметов И.М. Разработка нефтяных
месторождений: наследственность, самоорганизация, шумы // Нефтяное хоз-во,
1995, №3.-С.42-44.
263. Муслимов Р.Х. Негативное влияние процесса «старения» залежей на потен-
циальные возможности нефтедобычи и пути повышения эффективности разра-
ботки на поздней стадии// Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Матер.
V междунар. конф. Часть II. - М.: Изд-во Московского гос. университета, 2001.
264. Добрынин В.М. Деформации и изменение физических свойств коллекто-
ров нефти и газа. - МлНедра, 1970.
265. Славин В. И, Химич В.Ф. Гсодинамические модели формирования АВПД
и их практическое значение // Изучение геологического разреза и прогнозирова-
ние АВПД/Тр. ВНИГРИ.-Л., 1987.
266. Ханин И.Л., Гавура В.Е., Швецов И.А. Пути повышения эффективности
заводнения на заключительной стадии разработки месторождений Куйбышевской
области // Материалы совещания «Пути дальнейшего совершенствования систем
разработки нефтяных месторождений с заводнением». — Альметьевск, 1976.
267. Волков Ю.А., Конюхов В.Н., Чекалин А Н. Программный комплекс «АР-
МАРИС» как вариант компьютерной реализации многомодельного подхода к со-
зданию и совершенствованию технологий нефтеизвлечения // Совершенствование
методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений Татарстана на
современном уровне. - Альметьевск; Тип.ОАО «Татнефть», 2005. - С. 176-180.
268. Дияшев Р.Н., Екименко В.А., Муравцев А.А. и др. Сквозная технология
геолого-геофизических исследований и построение постоянно действующей
модели с целью определения запасов и прогноза нефтедобычи (на примере боб-
риковских залежей Чеканского месторождения) // Совершенствование методов
проектирования разработки нефтегазовых месторождений Татарстана на совре-
менном уровне. - Альметьевск: Тип.ОАО «Татнефть», 2005. - С. 108-120.
269. Патент№2172402, опубл.20.08.2001 г., МПК7 Е2IB47/00,49/00 Способ конт-
роля за разработкой нефтяного месторождения.
270. Патент РФ №2123582, опубл. 1998.12.20 МПК7 Е21В43/20 Способ разработ-
ки сложнопостроенной залежи нефти.
271. Патент РФ №2119583, опубл. 1998.09.27 МПК7 Е21В49/00 Способ контроля
за разработкой нефтяных залежей.
Литература
587
272. Патент РФ №2077663, опубл. 1997.04.20 МПК7 Е21В43/20 Способ разработ-
ки сложнопостроенной нефтяной залежи в поздней стадии.
273. Патент РФ№2072033. опубл. 1997.01.20 МПК7 Е21В43/20 Способ доразра-
ботки нефтяного месторождения.
274. Патент РФ №2069745, опубл. 1996.11.27 МПК7 Е21В43/32 Е21B33/138 Спо-
соб изоляции пласта.
275. Патент РФ №2023873, опубл. 1994.11.30 МПК7 Е21В43/22 Способ систем-
ной обработки скважин нефтяной залежи.
276. Патент РФ №1314760, опубл. 1996.03.27 МПК7 Е21В43/22 Способ разработ-
ки нефтяной залежи.
277. Ибатуллин Р.Р, Подымов Е.Д., Шутов А.А. Использование метода на
базе искусственного интеллекта для выбора объекта и технологии увеличения
нефтеотдачи пласта И Нефтяное хоз-во, 2002. -№10 - С.52-55.
278. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов АВ. Прогноз разработки нефтяных
залежей на поздней стадии. - М.: Недра, 1994. - 308с.
279. Амелин И.Д., Гомзиков В.К, Давыдов А.В. Оценка технологических пока-
зателей разработки залежей нефти по базовому варианту И Обзорная информа-
ция. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984.
280. Временная методика оценки эффективности методов повышения нефте-
отдачи пластов (РД39-23-764-82). ВНИИ, 1982.
281. Методика анализа опытно-промышленных работ по повышению нефте-
отдачи пластов (РД 39-9-492-60), ВНИИ, 1980.
282. Методическое руководство по оценке технологической эффективности
применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. РМНТК «Нефтеотдача».
ВНИИнефть, 1994.
283. Методическое руководство по оценке технологической эффективности
применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и новых технологий. РД
153-39.1-004-96, РМНТК «Нефтеотдача» и др. 1996.
284. Давыдов А.В. Применение регрессионного анализа как метода прогноза
технологических показателей разработки залежей нефти на поздней стадии //
Азербайдж. нефт.хоз-во. - 1989. -№5. - С. 19-22, 29.
285. Назаров С.Н., Сипачев И.В. Методика прогнозирования технологических
показателей на поздней стадии разработки нефтяных залежей. Изв.вузов, Нефть и
газ, 1972, №10.-С.42-45.
286. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождения по
характеристикам вытеснения нефти водой. РНТС «Нефтепромысловое дело». —
М., 1976,№8.
287. Амелин И.Д., Комбаров ГС. Совершенс твование способов подсчета запа-
сов нефти по данным разработки залежей на поздней стадии // Методы подсчета
запасов нефти и газа. - М.: Наука, 1986. - С.52-59.
288. Комбаров ГС. и др. К определению начального извлекаемого запаса не-
фтяного месторождения. - Азербайдж. нефт.хоз-во, 1974, №3. - С.22-23
289. Карпов С.В., Житомирский В.М. Программа «Выбор эмпирической мо-
дели для прогнозирования технологических показателей разработки нефтяных
месторождений». Информационный листок №29-88.
588
Литература
290. Ковалев В.С., Бутузова НО. Оценка надежности прогноза разработки
нефтяной залежи по данным адаптации параметров ее математической модели.
В кн.: Геологические проблемы разработки нефтяных месторождений. Тр.Гип-
ровостокнефти, Куйбышев, 1986- С.38-48.
291. Давыдов А.В. 11рогнозирование технологических показателей разработки
залежей нефти в поздней стадии // НТИС Нефтепромысловое дело и транспорт
нефти. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985,-№10.-С.6-7.
292. Методическое руководство по определению технологической эффектив-
ности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-
0147035-209-87, ВНИИнефть и др.-М., 1987.
293. Ковалев В.С. и др. Оценка эффективности заводнения нефтяных залежей
на месторождениях Куйбышевской области. В кн.: Создание эффективных техно-
логий разработки нефтяных месторождений в сложных горно-геологических ус-
ловиях. Тр. Гипровостокнефти, Куйбышев, 1989.—С. 12—21.
294. Когланов В.Н, Гавура А В. Использование различных эмпирических за-
висимостей при прогнозировании добычи нефти и воды по залежам в завершаю-
щей стадии разработки. В кн.: Геология и разработка нефтяных месторождений.
Куйбышев: Тр. Гипровостокнефти, 1976, вып. XXVII — С.72-76.
295. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных мес-
торождений при водонапорном режиме. - М.: Недра, 1973. - С.238.
296. Форест А Гарб. Расчеты динамики падения добычи по данным обвод-
ненности добываемой продукции. - Инженер-нефтяник. 1978, №7. - С.21-25.
297. Руководство по проектированию и применению циклического заводне-
ния. РД-39-1-72-78, Москва. ВНИИ.
298. Методическое руководство по оценке промысловой эффективности ме-
тодов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки с заводнением.
ТатНИПИнефть. 1994.
299. Давыдов А.В. Прогнозирование технологических показателей разработки
залежей нефти в поздней стадии // НТИС Нефтепромысловое дело и транспорт
нефти.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - №10. - С.8-10.
300. Ковалев В.С. и др. Влияние учета работы скважин на точность прогноза
показателей разработки нефтяных залежей. В кн.: Создание эффективных техно-
логий разработки нефтяных месторождений в сложных горно-геологических ус-
ловиях. Тр. Гипровостокнефти, Куйбышев, 1989 - С.22-32
301. Методическое руководство по экономическому обоснованию схем и про-
ектов разработки нефтяных месторождений. М., ВНИИнефть, 1973.
302. Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости
добычи нефти и газа. Минтопэнерго РФ, М., 1995.
303. Америка Л.Д., Приходько В.Я. Методические рекомендации по экономичес-
кой оценке технологических вариантов разработки нефтяных месторождений // Ма-
териалы совещания «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состоя-
ние, проблемы и пути их решения». М.: ВНИИОЭНГ, 1986.
304. Саттаров М.М. Проектирование разработки нефтяных месторождений
и планирование добычи нефти. - М., 1987.
305. Николаевский Н.М., Америка Л.Д., Кочеткова Л.М. Экспресс-метод рас-
чета экономических показателей добычи нефти // Экономика нефтяной промыш-
ленности, 1981.
Литература
589
306. Абызбаев ИИ. Об одном из методов оценки эффективности новых мето-
дов воздействия на залежь в геолого-промысловых условиях. Труды БашНИПИ-
нефть «Особенности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии»,
вып.51. Уфа, 1978.
307. Амелин ИД, Давыдов А.В., Субботина ЕВ. Определение извлекаемых
запасов нефти в залежах на поздней стадии разработки по характеристикам вы-
теснения нефти водой. — М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып.З. - С.1-5.
308. Амелин И.Д., Субботина Е В. Оценка балансовых запасов нефти в залежах
с карбонатными коллекторами с помощью характеристики вытеснения // Тр. ин-
та ВНИИ. - 1991. - Вып. 107. - С.62-66.
309. Давыдов А В. Усовершенствование способа определения извлекаемых
запасов по характеристикам вытеснения нефти водой И НТИС Нефтепромысло-
вое дело,-М.: ВНИИОЭНГ, 1982.-№10.-С.6-7.
310. Меркулова Л.И., Гинзбург А.А. Графические методы анализа при добыче
нефти. — М.: Недра, 1986.
311. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной
стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой-
Гсология нефти и газа, 1959, №3. - С.42-47.
312. Мелик-Пашаев В С. и др. Методическое руководство по определению
нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным и пересчету запасов не-
фти по длительно разрабатываемым залежам. - М.: Недра, 1964.
313. Методика оценки эффективности применяемых методов по наиболее
полному извлечению нефти из недр (проект). - М.: ВНИИОЭНГ, 1978.
314. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и
анализ. — М.; Недра, 2003.
590
КЛАССИФИКАЦИЯ 11РОГРЕССИВНЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА
Методы увеличения извлечения нефти Параметры пласта Характеристика нефти
Тип коллек- тора Глубина пласта, м Про- ницае- мость, мкм2 Порис- тость, % Степень неоднород- ности Глинис- тость, кар- бонатноегь, % Тол- щина пласта, м Плот- ность, кг/мэ Вяз- кость, мПа*с Состаа
1. ВТОРИЧНЫЕ
Стационарное завод- нение необработанной водой (базовый для сравнения прогрессив- ных МУН) терр. карб. до 3500 >0.1 >0.01 >12,5 >10 однородный для законтур. и площадного заводнения; неоднородный для рассредо- точенных сис- тем заводнения глини- стость <2 > 1м <900 <30
1. ГИДРОДИНАМИ- ЧЕСКИЕ (ГМУН) 1.1. Форсированный отбор (ФОЖ) терр. до 3500 >0,1 > 16 неоднородный глини- стость <2 >2м <900 <30
1.2. Вовлечение а раз- работку недрениру- емых запасов за счет: - разукрупнения эксплу- атационных объектов - оптимизации плотно- сти сетки скважин - совершенствования системы поддержания пластового давления терр. карб. терр. карб. терр. карб. терр. карб. не огр. не огр. иеогр. ие огр терр. >0.03 карб. >0.01 терр. >12,5 карб. >8 неоднородный пласты с раз- личными кол- лекторскими свойствами (> 3 раз ) не ограничено не ограничено глини- стость <5 глини- стость <5 не огр. не огр. > 2 м >2м >3 м > 2 м <900 для всех <900 <30 <60
1.3 .Нестационарное (циклическое) завод- нение с изменением направления фильтра- ционных потоков жид- кости в пластах (НЗ) терр. карб. до 3500 терр. >0.03 карб. >0.01 терр. > 10 карб. >8 неоднородные трещиноватые глини- стость <5 >1 <930 <500 эффект. 10-60
2. ТРЕТИЧНЫЕ
2.1. Физико-химические методы
2,1.1. Закачка оторочек серной кислоты и продуктов на се основе
- при первичном выте- снении нефти из терри- генных коллекторов терр. до 3500 >0,2 >10 умеренно- неоднородный карб. 0,1-1,5% >2 м <900 <30 налич- асфальт. смол, аро- мат. угле- вод. 10- 15%
- при разработке час- тично заводненных терригенных коллек- торов терр. до 3500 >0,2 >10 умеренно- неоднородный карб. 0Д-1,5% >3 <30 иалич. асфальт. смол, аромат, углевод., не менее 10-15%
- при разработке кар- бонатных коллекторов карб. до 3500 >0,05 >5 порово- трещинова- тый, трещиноватый - >5 <60
Приложения
591
Приложение 1
ПЛАСТ И ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
Характеристика пластовой воды Темпе- ратура, °C % теку- щей об- воднен- ности Приеми- стость скважин, м3/сут Факторы, бла гоприятные для проведения метода Факторы, осложняющие применение метода Увеличение нефтеотдачи в процентных пунктах
Минера- лизация Насы- щенность пор
МЕТОДЫ
>50 малая вязкость нефти, низкая степень неодно- родности, высо- кая проницае- мость расчлененность, высо- кая послойная неодно- родн., наличие газовой шапки, обширные ВНЗ, высокая вязкость нефти, высокое содержание парафина
>50 >95 высокая прони- цаемость, мощ- ность, неодно- родность ВНЗ, высокая вязкость, газовая шапка до 3
>50 >50 >50 >50 >50 >50 >50 расчлененный неоднородность неоднородность до 10-15
>50 > 100 увеличение неоднородности пластов, содер- жание нефти вязкостью 10-60 мПа-с наличие газ. шапки, ВНЗ доЗ-9 иногда до 15
МУН
до 250 >50 до 50% >100 внутриконтурное заводнение ДО 5
до 250 <50 до 80% >100 внутриконтурное заводнение до 3
до 200 >50 до 50% >100 внутриконтурное заводнение до 5
592
Приложения
Методы увеличения извлечения нефти Параметры пласта Характеристика нефти
Тип коллек- тора Глубина пласта, м Про- ницае- мость, мкм2 Порис- тость, % Степень неоднород- ности Глинис- тость, кар- бонатность, % Тол- щина пласта, м Плот- ность, кг/м3 Вяз- кость, м Па*с Состав
Закачка СНГТХ-91 СНПХ-92 терр- до 3500 >0,16 неоднородный, отсутствие трещин огран. содер. карбон. >5 <60 асфальт, смол, аромат углеаод. 10-15%
СНПХ-9800 терр. до 3500 >0,1 слоисто- неоднородный огран. содер. карбон. >5
- при разработке завод- ненных пластов путем совм. последовательной закачки серной кисло- ты и ПАВ терр. до 3500 >0,2 огран. содер. карбон. >5 до 30 асфальт, смол, аромат, углевод. 10-15%
- при разработке ВНЗ терр. »» >0,2 >10 порово-тре- щиноватый, трещиноватый карб. 0,1- 1,5% >2 » > 10 асфальт, смол, аромат, углеаод. 10-15%
- при разработке завод- ненных пластоа путем последовательной закачки АСК и нефти терр. « >0,2 - зональная и послойная неоднород- ность карб. не менее 0.10 >5 >’ до 30 асфальт смол, аромат, углевод, не менее 10-15%
- при разработке завод- ненных пластов путем создания последова- тельной закачки АСК н мела терр- » >0,2 » зональная н послойная неоднород- ность карб. не менее 0.10 >5 ’’ ДО 30 асфальт, смол, аромат, углевод, не менее 10-15%
- при разработке карбо- натных пластов путем создания последователь- ных оторочек соляной н серной кислот карб. >0,05 >5 порово-тре- шиноватын, трещиноватый >5 » до 60 асфальт, смол, аромат, углевод, не менее 10-15%
2.1.2. Закачка больших объемов оторочек соляной кислоты терр. карб.
2.1.3. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая ионные системы) терр. карб. не огр. >0,01 >5-10 неоднород- ный, отсут- ствие трещин глинис. < 5-10% до15 <870 <50 необход асфальт, смолы
- применение водорастворимых ПАВ терр. ’’ неоднородные пласты »
- применение маслорастворимых ПАВ » » « неоднородные резко-слоис- тые пласты
- применение компози- ций на основе масло- растворимых НПАВ «• » неоднородные резко-слоис- тые пласты « » » ••
2.1.4- Вытеснение неф- ти раствор, полимеров и др. загущающими реагентами терр- не огр. >0,1 18 неоднород- ный, отсут- ствие трещин глнн. < 5-10% не огр. <900 10-100
Приложения
593
Приложение 1
Характеристика пластовой воды Темпе- ратура, °C % теку- щей об- воднен- ности Приеми- стость скважин, м3/сут Факторы, благоприятные для проведения метода Факторы, осложняющие применение метода Увеличение нефтеотдачи в процентных пунктах
Минера- лизация Насы- щенность пор
огр.содер. ионов Са и Mg <50 до 90% > 100 внутриконтурное заводнение закачка запрещается в скв., где проводились работы по герметиза- ции колонны до 5
<50 >100 внутриконтурное заводнение » до 5
<50 до 95% >100 внутриконтур, заводнение ДоЗ
до 250 <40 до 80 >100 виутриконтур. заводнение
до 250 <50 до 80 >100 - -
до 250 <50 до 80 >100
до 250 <50 до 80 >100
до 5
до 150- 200 >30 <70 >20 » неблагоприятн. наличие газовой шапки До4
» » <70 < 50-75% неблагоприятн. гидрофобные пласты до 2
до 95% « » ДоЗ
» »• « до 4
огр.содер. солей Са и Mg минер. 20 мг/л <30 < 70-90 плотность сеткн скв. < 24 га/скв. неблагоприятное наличие газовой шапки 5-8
594
Приложения
Методы увеличения извлечения нефти Параметры пласта Характеристика нефти
Тип коллек- тора Глубина пласта, м Про- ницае- мость, мкм2 Порис- тость, % Степень неоднород- ности Глинис- тость, кар- бонатноегь, % Тол- щина пласта, м Плот- ность, кг/м3 Вяз- кость, м Па*с Состав
- полимерное заводнение терр. до 3500 >0,1 18 неоднород- ный, отсут- ствие трещин глин. < 5-10% не огр. <900 10-100
- закачка сшитых полимерных систем терр. карб. »» •• « резко неоднородные »» * >10
- закачка эфиров целлюлозы терр карб. »» неоднородные не огр. 4-300
- закачка эфиров целлюлозы со сшивателем терр. « высокая неоднород- ность -
2.1.5. Полимер-дисперсные системы (ПДС)
- закачка полимер- днсперсных систем (ПДС) терр. карб. >0,10 > 18 послойная неоднород- ность <3 >5 » * >15-20
- закачка коллоидно- дисперсных систем (ВДС) терр- - > 18 высокая неоднород- ность >5 >15-20
- закачка аолокнисто- днсперсных систем (ВДС) терр. карб. * >0,2 >0,15 слоистая неод- нородность с зонами ано- мальной высо- кой проница- емости не ме- иес Зм (эфф раб. толщ) «
- закачка структуро- образ. составов ДНПХ иДНПХЗ терр. » >18 высокая неод- нородность - >5 <50
- закачка оторочек ПДС с гелеобразующ. компонент. (ГОК) терр- ДО 2000 >0,15 > 18 высокая послойная и зональная не- однородность - >5 <50
- закачка полимер- органич. суспензии терр. >0,1 > 18 повышенная неоднородность >5 <50
- закачка тоикодис- персной активиз. суспензии терр. 0,2-1,6 >18 •• >5 •• <50
- закачка композиц. системы на основе полимера »• >0,1 >18 >5 до 50
2.1.6. Методы ограничения водопритока и гидрофобизации ПЗП
2.1.6.1. Технология применения силикатов для регулирования выработки обводнен- ных пластов терр. карб. > 0,1 > 18 слоисто-неод- нор. с зонами аномал, высо- кой проница- емости » >5 <60
- силикат-полимерный гель терр. карб. слоисто-неод- нор. с зонами аномал, высо- кой проница- емости - •• ••
- жидкое стекло с гипаном - -
- кремнеорганический продукт терр. карб. » - - •• »
Приложения
595
Приложение 1
Характеристика пластовой волы Темпе- ратура, °C % теку- щей об- воднен- ности Приеми- стость скважин, м3/сут Факторы, благоприятные для проведения метода Факторы, осложняющие применение метода Увеличение нефтеотдачи в процентных пунктах
Минера- лизация Насы- щенность пор
пресная <30 25-80 >100 плотность сетки скв. < 24 га/скв. неблагоприятное наличие газовой шапки 5-8
» >200 « до 8
17-100 25-95 >300 совместима с любой системой заводнения не допускаются нарушения нем. камня до 5-8
» ’’ » до 8
« любая <70 >250 высокая неод- нородность до 8
>300 »
» >250
пресная вода » >400 иа участках закачкой прес- ной воды
минер. •> до 80 >70 >250 при всех методах заводнения ’’
любая 20-95 50-95 >250 высокая неодно- родность
» 20-95 50-95 >500
•• *» >300 ’’
не лим. » 60-95 >100 м3/сут заводнение пресной или слабомин. водой до 5
не лим. 60-95 » до 8
любая, с плот. 1.02 г/см3 - 80-95 - до 8
не лим. •• 90 и более >• до 8
596
Приложения
Методы увеличения извлечения нефти Параметры пласта Характеристика нефти
Тип коллек- тора Глубина пласта, м Про- ницае- мость, мкм2 Порис- тость, % Степень неоднород- ности Глинис- тость, кар- бонатностъ, % Тол- щина пласта, м Плот- ность, кг/м3 Вяз- кость, м Па*с Состав
2.1.6.2. Гидрофобн- зация призабойной зоны пласта (ПЗП). Новые технологии гидрофобизации ПЗП » неоднородные пласты
- применение гипана н композиции на его основе ’’ »
- закачка композиции НПХ -8500 « -
- закачка композиции НПХ -8700
- закачка композиции СНПХ -9630 карб. не огр. >0,05 >5 неоднородные пласты »
- применение вязко- упорных систем (ВУС) терр. карб. не огр. 0,100 >10 высокая неод- нородность, с наличием не- выработанных нефтяных зон >5
- закачка гидрофобизи- рующих составов с резиновой крошкой терр карб. ’» 0,100 >10 трещинова- тость >3
2.1.6.3. Закачка компо- зиций НПХ-9010 карб не огр. >5 >4
2.1.6.4. Закачка компо- зиций НПХ-9630 с соляной кислотой карб. не огр.
2.1.7. Применение сернокислотного алюминия терр. высок. >16 слоистость >3 «
2.1.8. Воздействие оторочки смачивателя терр. •• >10 >3
2.1.9. Вытеснение нефти щелочными растворами и композициями на их основе терр- карб. >0,1 >10 неоднородные, отсутствие трещин глинис. 5-10% не ЛИМ. < 100 наличие органич кислот
- заводнение с приме- нением щелочных стоков производства капролактама (ЩСПС) с алюмохлоридом 0,2-1,6 высокая неоднородные ие ЛИМ. 1-50
- закачка ЩСПС с соляной кислотой 0,2-1,6 неоднородные 1-50
- закачка щелоч. поли- мер-сусп. композиции >0,01 значительно неоднородные
2.1.10. Чередующаяся закачка нефти и воды терр. >0,15 > 16 неоднородные >5 >50
2.1.11. Мицеллярно-по- лимерное заводнение терр >0,01 однородные не ЛИМ. тяже- лая <50
Приложения
597
Приложение 1
Характеристика пластовой воды Темпе- ратура, °C % теку- щей об- воднен- ности Приеми- стость скважин, м’/сут Факторы, благоприятные для проведения метода Факторы, осложняющие применение метода Увеличение нефтеотдачи в процентных пунктах
Минера- лизация Насы- щенность пор
не лнм. 20-30 До 5
любая вода до S
•> *
минер. >15г/л значит, остат. нефтенас. 20-40 80 н выше отсутствие перед закачкой обработки высоковязких систем
любая - >30 на поздней ста- дии разработки внутрнконтур. заводнения отсутствие хорошей гидродинамической связи между экспл. и нагнет, скваж. »»
20-80 >20 «
<50 в скв. не должно быть водопрояв. интер- валов ДО 8
раз л. минер. 20-40 80 и выше значительное остаточное неф- тенасыщение пласт не должен обра- батываться высоко- вязкнми системами ДО 8
пресная 20-60 перво- начал. <100 до 5
** <50
содер. ион СА до 0,025 <60 не лим. 50-95 >250 2-8
>40 70-98 >200 нельзя применять в скв., где работали по герметизации экс. колонны
200
не лим. 20-95 50-95 250
30-95 »»
мин. 1.5 г/м3, огр. содер Сан Mg До70 65-90 плотность сетки скв. < 16га/скв. неблагоприят. газовая шапка ДО 8
598
Приложения
Методы увеличения извлечения нефти Параметры пласта Характеристика нефти
Тип коллек- тора Глубина пласта, м Про- ницае- мость, мкм2 Порис- тость, % Степень неоднород- ности Глинис- тость, кар- бонатпость, % Тол- щина пласта, м Плот- ность, кг/м3 Вяз- кость, м Па*с Состав
2.1.12. Применение комбинированного воздействия терр- карб. ’’
2.1.13 Системные тех- нологии воздействия на пласт •• слонсто- неоднородные
2 Л. 14. Физико-хими- ческое циклическое воздействие
2.2. Физические методы 2.2.1. Воздействия физическими полями
- сейсмоакустическое воздействие терр. карб. любая низкая >5 неоднородные любая до 150
- гидроакустическое воздействие терр. карб. >5 плотные, ннзкопроин- цаем.
- акустохимическое воздействие терр. карб. низкая неоднородные
- внбровоздействие •* ’
2.2.2. Система разра- ботки с горизонтальны- ми скважинами терр. карб. до 2500 трещиноватые пласты с неравномерно расположен- ными верти- кальными трещинами >3 не ЛИМ
- бурение ГС и РГС •• тонкие про- дуктивные пласты »»
- бурение ГС на старых СКВ. >0,03 >3
- забуривание вторых стволов на ранее про- буренных СКВ. >0,03 >3
2.2.3, Электромагнитное воздействие >0,03 > 1 до 150
2.2.4. Гидроразрыв пласта терр. не бол. 3500 0,001- 0,2 плотный, непроницае- мый 2-15
2.2.5-Кислотный ГРП (КГРП) карб. <3500 0,1-1 >5 >4
2.3. Тепловые методы
2.3.1. Паротепловое воздействие на пласт (ПТВ) терр. карб. 90-1200 >0,1- 0,2 18 однородный, отсутствие трещин глнн. 5-10% >6 >50 наличие легких компонен.
2.3.1.1. Сухой пар » •* * » ••
2.3.1.2. Влажный пар •• »
Приложения
599
Приложение 1
Характеристика пластовой воды Темпе- ратура, °C % теку- щей об- воднен- ности Приеми- стость скважин, м3/сут Факторы, благоприятные для проведения метода Факторы, осложняющие применение метода Увеличение нефтеотдачи в процентных пунктах
Минера- лизация Насы- щенность пор
до 15
«
любая 0-90 >50 до 8
ухудшенные коллекторские свойства
-
»
0-60 1) трещиноват, пласты с нерав- номер. располо- жен. вертикал, трещ. 2) малопрони- цаемые пласты 3) непроницаем, пласты; 4) водоплавающ. до значений, достигающих 90% от К выт.
ДО 95 залежи с вязкой нефтью и битумом 5) конт .шельф 6) охран, зона 7) истощ. зал. с примем. МУН
до 95
до 70 до 10
высокая нефте- насыщен., невы- сокая обвод, н газовый фактор не близко от очагов нагнетания или ли- нии нагн. не связаны с истощ. пластом
малая при создании давления, дос- таточн. для обр. трещин До 5
<50 30-60 плотность сетки скв 6 га/скв 15-35
* » 15-25
» 15-25
600
Приложения
Методы увеличения извлечения нефти Параметры пласта Характеристика нефти
Тип коллек- тора Глубина пласта, м Про- ницае- мость, мкм2 Порис- тость, % Степень неоднород- ности Глинис- тость, кар- бояатность, % Тол- щина пласта, м Плот- ность, кг/м1 Вяз- кость, м Па*с Состав
2.3.2. Пароциклическая обработка призабой- ной зоны в доб. ска (ПТОС) терр. карб. < 1500 >0,05 неоднородный, отсутствие трещин глин. 10% >6 >30
2.3.3. Внутрипластовое горение (ВГ) терр. карб. ДО 2000 >0,1 терр. > 20% карб. > 10% малая неоднород. отсутствие трещин не лим. 3-20 > 10-30 огранич. содер. серы
2.3.3.[.Сухое анутри- I тестовое горение (свг) » » » - >10-30
2.3.3.2. Влажное вну- трипластовое горение (ВВГ) >10
2.3.3.3. Сверхвлажное внутрипластовое горе- ние (СВВГ) « ••
2.3.4- Вытеснение нефти горачей водой терр. карб. < 1500 >0,1 18 однородный, отсутствие трещин не лим. 5-30
2.3.5. Комбинирован- ные технологии теплового воздействия терр. карб. <2000 >0,1 неоднородный <50
2.4. Газовыс методы
2.4.1. Воздействие га- зом высокого давления терр. >1000 ДО 0,1 низкая однородный, отсутстане трещин не лнм. до15 880- 910 <5 огр. со- дер. смол асфаль- тенов
2.4.1.1. Воздействие углеводородным газом терр. >1000 >0,005 однородный, отсутствие трещин не лим. до15 820- 910 <5 легкие нефти
2.4.1.2. Воздействие азотом терр. > 1000 <0,1 однородный, отсутствие трещи и не лим. до!5 820- 910 <5 огр. со- дер. смол асфаль- тенов
2.4.1.3. Воздействие дымовыми газами терр. карб. <700 >0,005 однородный, отсутствие трещин не лим. до15 820- 910 <5
2.4.2. Водогазовое воздействие терр. карб. >0,03 однородный, отсутствие трещин не лим. до!5 <25-30 не лим
2.4.3. Воздействие двуокисью углерода терр. > 1000 >0,03 однородный, отсутствие трещин не лим. до15 <60 огр.содер. смол ас- фальте- нов
2.4.4. Метод смешив, вытеснения терр. >0,05 неоднородный, отсутствие трещин ДО15 < 100 огр.содер. смол ас- фальте- нов
2.5. Микробиологические технологии
2.5.1. Медасская тех- нология терр. >0,1 >20 однородный карб. >10% > 15 0,83- 0,95 <50 сера 90%
Приложения
601
Прилозкенче 1
Характеристика пластовой воды Темпе- ратура, °C % теку- щей об- воднен- ности Приеми- стость скважин. мэ/сут Факторы, благоприятн ые для проведения метода Факторы, осложняющие применение метода Увеличение нефтеотдачи в процентных пунктах
Минера- лизация Насы- щенность пор
<50 100 15-55 возможно на за- лежи с низк. Рпл нецелесообраз. в плас- тах с низкой прониц. и на высокодебит. обводнен, скв. до 10
<60 не долж. не бол. 90% 10-60 м3/сут плотность сетки скв. < 16/га/скв, низкая трещиноват. 20-35
••
« >’
<50 до 30 низкая пористость, трещиноват. до 5
<50 100 15-55 до 10
не лим. <50 до 30% трещин., неоднородн., наличие свободн. газа до 10
не лим. <60 трещин., неоднородн., наличие свободн. газа 8-15
не лнм <50 до 30% трещин., неоднородн., наличие свободн. газа до 10
не лнм. <50 не лим. не огр. до 10
не лим. <60 до 60% трещин., неоднородн, наличие свободн. газа 8-10
огранич. содер. Са и Mg <50 до 80% трещин., неоднородн-, наличие свободн. газа 8-15
огранич. содер. Са и Mg <40 трещин., неоднородн., наличие свободн. газа 8-15
мин. не более 70-90%, серы не более 30- 80 м/гл <70 до 90% наличие углево- дородо-окисл. метанообразных микроорганизмов до 8
602
Приложения
Приложения
603
Методы увеличения извлечения нефти Параметры пласта Характеристика нефти
Тип коллек- тора Глубина пласта, м Про- ницае- мость, мкм2 Порис- тость, % Степень неоднород- ности Глинис- тость, кар- боната ость, % Тол- щина пласта, м Плот- ность, кг/м3 Вяз- кость, мПа*с Состав
2.5.2. Технология акти- визированной пласто- вой микрофлоры терр. единый пласт наличие аромат, углевод.
2.6. Комплексные технологии
2.6.1. Комплексные технологии повышения эффективности разработки залежей в карбонатных коллекторах (КТРКК) карб. не огр. >0,01 >5 неоднородный >2-4 до 900 до 150
- нестационарное заводнение с оптимиз. давлен, нагнетания карб. не огр. >0,01 >5 трещиновато- пористый >2-3 до 150
-создание искусственных каверн- накопителей нефти (ИКНН) карб. не огр. >0,01 >5 трещиноватый >4
- направленная соляно-кислотная обработка (НСКО) карб. не огр. >0,01 >5 трещиноватый >4
Применение прогрес- сив. методов первич. и вторичного вскрытия пласта карб. не огр. >0,01 >8 трещиноватый >4
Компл. технология повыш. эффективности разработки залежей нефти в слабопроница- емых и глинистых терр. коллекторах (КТРТК) терр. не огр. 0,03- ОД >10 поровый глинис. > 4% > 1 до 900 до 30
Компл. технол. повы- шения эффект, разр. залежей нефти в терр. коллек. с высоковязкой нефтью (КТРТКВН) терр- до 300 >0.150 >15 неоднород- ность >3 до 950 до 300 -
Стационарный электро- прогрев пласта (СЭП)
3. ЧЕТВЕРТИЧНЫЕ
карб. терр- не огр. >0,01 >5 неоднород- ность >3 до 950 до 300
Приложение 1
Характеристика пластовой воды Темпе- ратура, °C % теку- щей об- воднен- ности Приеми- стость скважин м’/сут Факторы, благоприятные для проведения метода Факторы, осложняющие применение метода Увеличение нефтеотдачи в процентных пунктах
1 Минера- 1 лизания Насы- щенность пор
серы не |более 30 80 м/гл, сульфат |< 250м/гг
не лимит 1 <60 0-90 первичная обра- ботка в СКВ.с открыт, стволом, мощн. пласта > 8 м при высо- ком значении прониц. в мало- дебит. скв. ДО 15
<60 > 18 до 9
<60 низкое пластовое давление до 10
<60 в перф. скв. с небольшой толщиной линз низкое пластовое давление До 10
<60 низкое пластовое давление до 5
любое 0-95 >50 ДО15
любое <60 0-95 >250 однородность пласта >15
1 >5
мун
| любое <30 >95 однородность пласта высокая вязкость, низкая проницаемость, ниэк. Рил. До 10
604
Приложения
Приложение 2
ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
№№ пп. Виды методов повышения нефтеотдачи пластов
Наименование группы технологии Наименование технологии, входящей в группу
1 2 3
1. ВТОРИЧНЫЕ МЕТОДЫ
1. Гидродинамические
1.1. Нестационарное (циклическое) заводнение (НЗ) с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте. 1. Чередующийся режим закачки и отбора 2. Циклическое заводнение 3. Импульсная закачка и отбор
1.2. Ввод недренируемых запасов 1. Оптимизация размеров эксплуатационных объектов 2. Оптимизация плотности сетки скважин путем бурения дополнительных скв. 3. Одновременно-раздельная эксплуатация скважин
1.3. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) 1. С высокой эффективностью форсировки 2. С удовлетворительной эффективностью форсировки 3. С низкой эффективностью форсировки
1.4. Геолого-физические методы 1. Оптимизация давления нагнетания пластового и забой- ного давления 2. НЗ с ИНФП 3. Применение прогрессивных методов первичного и вто- ричного вскрытия пластов 4. Применение новейших методов стимуляции скважин 5. Комплексная технология разработки слабонроницаемых и глинистых терригенных коллекторов (КТРКК) 6. Комплексная технология разработки залежей высоко- вязкой нефти в терригенных коллекторах (КТРТКВН) 7. Комплексная технология разработки залежей в карбонатных коллекторах (КТРТКК)
1.5. Технология оптимальной выработки пласта
1.6. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах
2. ТРЕТИЧНЫЕ МЕТОДЫ
2.1. Физико-химические методы
2.1.1. Потокоотклоняющис технологии 1. Полимерное заводнение 2. Технологии повышения выработки слоисто-неоднородных пластов с применением эфиров целлюлозы 3. Закачка полимер-дисперсных систем (ПДС) 4. Закачка коллоидно-дисперсных систем (КДС) 5. Закачка волокнисто-дисперсных систем (ВДС) 6. Закачка структурообразующих составов (СОС) ДНПХ-1 иДНПХ-3 7 Закачка полимер-органической суспензии (ПОРС) J. Закачка тонкодисперсной активированной суспензии (ТАС) 9. Силикат-полимерный гель (СПГ) 10. Чередующаяся закачка нефти и воды 11. Применение щелочной полимср-суспензионной компо- зиции (ЩПСК) 12. Технология воздействия на пласт ГОК с ЩПСК
Приложения
605
№№ пп. Виды методов повышения нефтеотдачи пластов
Наименование группы технологии Наименование технологии, входящей в группу
13. Применение биополимеров 14. Внутрнпластовые гелеобразующие системы 15. Гелеобразующие системы на основе силиката натрия 16. Закачка темпоскрнна 17. Закачка РИТИНа 18. Применение вязкоупругих систем (ВУС) 19. Методы ограничения водопритоков и гидрофобизации ПЗП в добывающих скважинах 20. Применение сернокислого алюминия 21. Использование полисила 22. Высокоэффективные технологии с использованием МДК «Кварц»
2.12. Технологии, повышающие коэффициент нефтевытес- нения 1. Вытеснение нефти водными растворами поверхностно- активных веществ (ПАВ, НПАВ) 2. Применение оторочки смачивателя
2.1.3. Технологии комплексного воздействия 1. Совместное применение ПАА и НПАВ 2. Щелочное заводнение (закачка щелочных растворов, ком- позиции щелочей, ПАВ и полимеров, ЩПСК с алюмохло- ридом, ГОК с ЩПСК, ЩПСК с соляной кислотой, СЩР) 3. Закачка промышленных отходов серной кислоты н про- дуктов на ее основе 4. Закачка больших объемов оторочки соляной кислоты 5. Физико-химическое воздействие (ФХЦВ) 6. Мицеллярно-полимерное заводнение 7. Композиции РНДК для повышения эффективности разра- ботки слабопроницаемых коллекторов
2.1.4. Системная технология воздействия на залежь
2.2 Физические методы увеличения нефтеотдачи
2.2.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) Общий ГРП Поинтервальный ГРП Направленный ГРП
2.2.2. Воздействие физическими полями 1. Гидроакустическое 2. Вибросейсмическое 3. Сейсмоакустическое 4. Вибровоздействие 5. Электромагнитное 6. Акустохимическое
2.2.3. Системы разработки с приме- нением горизонтальных технологий 1. Применение горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин (ГС и РГС) 2. Применение многозабойных скважин (МЗС) 3. Технология бурения боковых горизонтальных стволов из старых скважин (БГС)
2.3. Тепловые (термические) методы увеличения нефте- отдачи 1. Паротепловое воздействие на пласт (ПТВ) 2. Вытеснение нефти горячей водой (ВГВ) 3. Пароциклические термические обработки призабойных зон в добывающих скважинах (ПТОС) 4. Внутрипластовое горение (ВГ) 5. Комбинированные технологии теплового воздействия (ТГХВ, ИДТВ, ИДТВ (П), ТЦВП, ТПВ) 6. Термобарическое воздействие (ЖЛС, ТБО, ПГД)
606
Приложения
№№ пп. Виды методов повышения нефтеотдачи пластов
Наименование группы технологии Наименование технологии, входящей в группу
2.4. Газовые методы увеличения нефтеотдачи 1. Воздействие углеводородным газом 2. Воздействие азотом 3. Закачка дымовых газов 4. Воздействие двуокисью углерода 5. Метод смешивающегося вытеснения 6. Водогазовое воздействие
2.5 Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи
2.5.1. Биотехнологии 1. Мелассная технология 2.Технология активации пластовой микрофлоры
2.6. Рудничные методы добычи нефти
2.6.1. Карьерная (открытая) разра- ботка месторождений высоко- вязких нефтей и битумов Карьерные способы с применением экстрагирования или термического разделения жидкой и минеральной фаз
2.62. Подземная разработка месторождений высоковязкой нефти и битумов 1. Дренирование при помощи горных выработок 2. Дренирование подземными скважинами 3. Очистной выемкой нефтяных песков с последующей обработкой на поверхности. 4. Гидравлического разрушения горных пород с применением нсзатопленной струи 5. Шахтный дренажно-скважинный метод с применением ПТВ
Приложения
607
Приложение 3
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ПО НОРМАТИВАМ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ОБЪЕМ ЗАКАЧАННОГО РЕАГЕНТА
Для планирования дополнительной годовой добычи нефти за счет примене-
ния физико-химических МУ11 используется следующая формула:
q(t) = R(tm) Gk/Tk D, (3.1)
где t — календарный год расчета эффекта; qt — дополнительная добыча нефти в
календарном году расчета эффекта, т; tm — календарный год начала осуществле-
ния мероприятия; R(tm)—количество спецагента, закачанное в календарном году
начала осуществления мероприятия tm, т; 7 — продолжительность или полный
срок проявления эффекта, годы (табл. П.3.1); Gk-удельная накопленная добыча
нефти к концу срока проявления эффекта, тыс.т (табл. П.3.1); D—параметр, при-
нимающий следующие значения:
D-VJ2 в первый и в последний календарный годы проявления эффекта,
D = К в остальные календарные годы проявления эффекта,
где Кэ~ожидаемый коэффициент эксплуатации скважин, ед.
В расчетах t последовательно принимает следующие значения:
t = tm, tm+ 1, tm + 2... tm + T+1.
Для определения накопленной дополнительной добычи нефти используется
следующий способ.
Расчет суммарной годовой дополнительной добычи нефти с учетом дляще-
гося эффекта от применения технологии в прошлые годы очевиден —достаточно
развернуть динамику дополнительной добычи от каждого случая применения
технологии по формуле (3.1) и сложить все величины, приходящиеся на интере-
сующий год.
Расчет дополнительной добычи от применения технологии выполняется по
формуле:
ео)= e(/-i)+g</), (з.2)
где q(t) — дополнительная добыча нефти в календарном году расчета эффекта, т;
Q(t) - накопленная дополнительная добыча нефти по состоянию на конец кален-
дарного года расчета эффекта, т.
Нормативы эффективности МУН утвер-
ждаются ОАО «Татнефть» по результатам
анализа эффективности, проводимого терри-
ториальным институтом «ТатНИПИнефть»
сроком на 5 лет.
Обычно после пятилетнего срока снова
проводится анализ эффективности по факти-
ческим данным и вновь уточняются норма-
тивы. Причем нормативы по отдельным ви-
дам МУН выражаются в тоннах дополнитель-
Т ~ время после закачки спецапэнта, мес
Рис. П.3.1. Применение загустителей
закачиваемой воды ПАА
608
Приложения
ной добычи, по другим в тоннах на одну скважино-операцию. В настоящее вре-
мя действуют нормативы (табл.П.3.1).
Результаты расчетов на планируемый период приводятся в виде таблиц
(табл.П.3.2) и графиков (см.рис.П.3.1).
Таблица П.3.1
Нормативы эффективности применения новых технологий увеличения
нефтеотдачи пластов
МУН Горизонт Обводнен- ность, % Дополнительная нефть Прод. эффекта, мес
т/обр. т/т
1 2 3 4 5 6
Физико-химические методы
Физические методы
Сейсмоакустика Д >90 <90 4800 14100 12 12
ГРП Д 50-90 5-50 0-5 2800 2500 4600 42 42 42
Турнейский 5-50 2300 42
Стер. 5-50 5300 42
Волновые 190 24
Акуст-хим. 330 18
Химические методы
ПАА д >90 5800 250 42
Стер. 5-90 6900 585 42
ОЭЦ д 7400 350 36
Стер. 10300 450 36
СПС 2600 12
Алюмохлорид 900 18
ТНФ 4000 50 48
ПЩСК+ГОК ПО 12
ПДС д Средний карбон 3500 1000 24 24
ПДС+А1СН д >90 50-90 6300 3500 24 24
кдс 2800 24
СНПХ-95М д 50-90 3000 24
ЩПСК д >90 50-90 1150 1670 18 18
ВДС д >90 50-90 0-50 900 2300 2900 24 24 24
Средний карбон 50-90 950 24
Жидкое стекло 1800 34 18
ВАСХИД* д 0-5 5-50 >50 230 420 310 12 12 12
Селик- полимер.гель д >90 50-90 490 1600 18 18
Г ипан+жидкое стекло д 1400 24
Стер. 400 24
Приложении
609
Продолжение таблицы П. 3.1
1 2 3 4 5 6
СНПХ-9630 А 540 24
Ср. карбон >50 440 2,7 24
Стер. 590 7,8 24
Биополимер: нагн. добыв. 1600 1000 24 18
Резиновая крошка д 50-90 0-50 550 600 250 235 12 12
Ср.карбон 50-90 670 335 12
Турнейский >90 470 190 12
Стер. >90 440 65 12
Разглинизация 400 24
Г и дрофобизация 580 24
Дскольм-дня: нагн. добыв. 240 170 18 18
СНПХ-9010 Ср.карбон 680 24
Турнейский 50-90 0-50 700 860 24 24
Систем.кисло.возд.
Направл.СКВ 1000 18
Глубокая СКВ 660 18
Каверны 2300 36
Микробиологическое воздействие
МБВ 6000 24
Комплексные методы
Термобароимплозия Д >50 0-50 590 616 6 6
Стер. 50-90 0-50 500 1350 6 12
Обозначения: Стер. - терригенный карбон; Д отложения девона; * эффект про-
должается.
Таблица П.3.2
Расчет дополнительной добычи нефти по нормативам эффективности
(применение загустителей закачиваемой воды)
Q = R Gk (3-2 77Г) (77Г) (Г/Г) К,
где Т- время после закачки спецагента, мес.; R - количество закачанного реаген-
та, т; G - Q/R — удельная дополнительная добыча нефти, т; К — коэффициент
эксплуатации скважин, ед.; Q - накопленная дополнительная добыча нефти, т; q —
ежемесячная дополнительная добыча нефти, т/мес; индексом «к» обозначены
конечные значения.
Т, мес. R, т Q, т q, т/мес. q т/мес. G, Q/R, т/т
610
Приложения
Приложение 4
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ БУРЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Эффективность от бурения горизонтальных скважин обычно прогнозиру-
ется в техноло) ических схемах разработки. Здесь эффективность оценивается
путем сопоставления расчетов разработки с применением ГС и ВС. При этом
различные институты применяют различные методики гидродинамических рас-
четов.
11а практике в Татарстане применяется упрощенная методика, которая созда-
на Р.Абдулмазитовым по результатам проведенного анализа данных фактической
эксплуатации горизонтальных скважин Эта зависимость прироста дебита сква-
жины от длины ее горизон гальной части (по сравнению с вертикальной скважи-
ной) в аналогичных условиях выражается формулой:
(7 =0,0027 (4.1)
где q — дебит вертикальной скважины, т/сутки; L - длина горизонтальной части
скважины, м; d — средний прирост дебита скважины вследствие бурения гори-
зонтальной скважины, т/сут.
Тогда формула расчета планируемой годовой дополнительной добычи нефти
от бурения горизонтальной скважины (1 ю сравнению с вертикальной) будет иметь
следующий вил
q(t) = 365 0,0027 -Lq, N(tm) D, (4.2)
где t — календарный год расчета эффекта; q(J) - дополнительная добыча нефти
в календарном году расчета эффекта; t — календарный год осуществления ме-
роприятия (бурения горизонтальной скважины); - количество горизон-
тальных скважин, пробуренных в году осуществления мероприятия; /,-длина
горизон гальной части скважины, м; qf - дебит вертикальной скважины в дан-
ных геолого-промысловых условиях; О — параме тр, принимающий следующие
значения:
D = К /2 - в год ввода горизонтальной скважины в эксплуа тацию;
£) = К - в последующие годы работы горизонтальной скважины;
где К -ожидаемый коэффициент эксплуатации горизонтальной скважины, ед.
В расчетах / последовательно принимает значения: t = /tm +1, tm +2,..., где /я-
календарный год осуществления мероприятия (бурения горизонтальной сква-
жины).
Дифференцированная по месяцам оценка эффективности горизонтальных
скважин с учетом зависимости (1) прироста дебита скважины от длины ее гори-
зонтальной части (но сравнению с вертикальной скважиной) в аналогичных ус-
ловиях описывается формулой:
q(t) = 0,0027 L 0,99/7' 30 • К, (4.3)
Приложения
611
где t— календарная дата расчета эффекта; Т- вре-
мя, прошедшее после осуществления мероприя-
тия, мес; q(t) - прирост месячного отбора нефт и
скважиной на момент времени I, т/мес; L- длина
горизонтальной части скважины, м; </||в - началь-
ный деби т вертикальной скважины в аналогичных
условиях, т/сут.; Kh) - коэффициент эксплуатации
скважины, ед.
Прогноз добычи за счет бурения ГС приведен
на рис. П.4.1
Т - время после ввода горизонтальной скважины, мес
Рис. П.4.1. Прогноз добычи
нефти за счет бурения
612
Приложения
Приложение 5
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ ЗА СЧЕТ СИСТЕМНОЙ
ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Для прогнозирования дополнительной добычи нефти за счет применения
системной технологии воздействия на пласт используется следующая зависимость:
6(0 = 365-<р D -«(/,„)/Г,
где t - календарный год расчета эффекта; 6(0 — дополнительная добыча нефти в
календарном году расчета эффекта, т; t,— календарный год начала осуществле-
ния мероприятия; /?((„) — количество спецагента, закачанное в календарном году
осуществления мероприятия,^ г—среднее количествоспецагента,требующееся
для обработки одной скважины, т; Д - прирост дебита скважины вследствие
мероприятия, т/сут; D — параметр, принимающий следующие значения
D = К - в первый год проявления эффекта;
D = К?п - в последний год проявления эффекта,
где К - ожидаемый коэффициент эксплуатации скважины, ед.
В расчетах t последовательно принимает значения' /= / , / +1 ...
Приложения
613
Приложение 6
Не будем отрицать всякое знание на том основа-
нии что вещи непознаваемы.
Локк
КЛАССИФИКАЦИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫТЕСНЕНИЯ (ХВ)
И РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА МЕТОДЫ
Использование характеристик вытеснения (ХВ) при решении задач разработ-
ки нефтяных залежей было впервые предложено Д А Эфросом (1959г) в виде
зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости, вы-
раженных в долях объема пор
По определению М.И.Максимова, под характеристикой вытеснения нефти во-
дой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи в процессе
ее эксплуатации. Им же одним из первых было показано, что характеристики вы-
теснения можно применять для уточнения извлекаемых запасов нефти и прогноза
технологических показателей на поздней стадии разработки. Метод ХВ получил
широкое развитие в работах отечественных и зарубежных авторов [306-313].
Применительно к решению рассматриваемых далее задач под характеристи-
ками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объек-
там от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификациях
координат в зависимостях.
Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характерис-
тик вытеснения нефти водой, являются:
— ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для
выбора способа прогноза;
— обработка фактического материала эксплуатации залежей, интегральный
учет геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенно-
стей разработки;
- извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения
непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проект-
ного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях
затруднительно;
— простота применения данного метода прогноза.
Интегральные кривые обводнения - это зависимости между накопленными
отборами нефти, воды и (или) жидкости.
Дифференциальные кривые обводнения-это зависимости между обводнен-
ностью и накопленными отборами нефти (или воды, или жидкости)
Интегральные кривые падения — это зависимости между накопленной добы-
чей нефти и фактором времени
Дифференциальные кривые падения — это зависимости между текущей (на-
пример, месячной) добычей нефти и фактором времени.
Любая характеристика вы теснения может бы ть представлена в интегральной
и дифференциальной форме.
614
Приложения
Кривые обводнения применяются для обводненных скважин (участков), кри-
вые падения —для малообводненных или безводных скважин.
11еносредственно по кривым обводнения оценивается эффект за счет измене-
ния обводненности (или, как называют, нефтеотдачи пласта), по кривым падения
оценивается общий эффект, представляющий сумму эффектов по нефтеотдаче и
по интенсификации отборов.
Для оценки общего эффекта по кривым обводнения предварительно рассчи-
тывается базовая добыча жидкости и ей соответствующая базовая добыча нефти.
Разница между фактической и базовой добычей нефти и есть общий эффект.
При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные значения
добычи нефти и воды должны выражаться в объемных единицах в пластовых
условиях, так как характеристика вытеснения отображает процесс фильтрации
смеси в пласте. Проверочные расчеты но ряду длительно разрабатываемых зале-
жей свидетельствуют о том, что при использовании значений добычи нефти и
жидкости, выраженных в массовых единицах, извлекаемые запасы нефти занижа-
ются на несколько (до 10) процентов по сравнению с использованием исходных
данных в объемных единицах в пластовых условиях.
В практике разработки нефтяных месторождений, наряду с другими метода-
ми, характеристики вытеснения используют для оценки эффективности мероп-
риятий ио совершенствованию систем разработки. Внесение изменений в систе-
му разработки, связанных с вовлечением в активную разработку нефтенасыщен-
ных участков и зон продуктивных пластов, отражается на виде характеристик
вытеснения за счет изменения динамики обводнения продукции. Эта особен-
ность характеристик вытеснения используется для количественной оценки ме-
роприятий ио повышению эффективности разработки нефтяных залежей.
Основным признаком, определяющим возможность использования характе-
ристик вытеснения для экстраполяции на прогнозный период, является прямоли-
нейный их характер на конечном участке к момен гу начала применения того или
иного метода повышения нефтеотдачи на рассматриваемом объекте. Это озна-
чает, что экстраполяцией заключительного прямолинейного отрезка на прогноз-
ный период формируются показатели базового варианта. Отклонение фактичес-
ких точек от расчетной прямой используется для количественного определения
эффективности применяемого метода
Качественная оценка эффективности проводимого мероприятия проводится
по характеру изменения направления характеристики вытеснения. Начало изло-
ма характерист ики вытеснения соответствует началу мероприят ия.
Нельзя говорить об универсальности одних характеристик вытеснения, пост-
роенных на данных эксплуатации различных неф гедобывающих регионов, и не-
правомерности других, основанных на тех же принципах и таких же материалах.
В связи с этим более правильным является установление границ применимо-
сти характеристик вытеснения для различных геолого-физических условий и ста-
дий разработки залежей.
Эффект по интенсификации отборов рассчитывается как разница между об-
щим эффектом и эффектом ио нефтеотдаче.
Приложения
615
Методы характеристик вытеснения бывают двух-, трех- и многопараметри-
ческие, в зависимости от числа определяемых постоянных коэффициентов, не-
обходимых для проведения расчетов.
Па сегодняшний день известно более 100 методов характеристик вытеснения.
В работе А. А. Казакова был предложен четырехиараметрический метод, являю-
щийся модификацией метода Арпса, из которого как частные случаи могутбыть
выведены все известные методы характеристик вытеснения (см. рис П.6.1). Прак-
тическая реализация этого метода, как и метода Арпса, осложнена необходимо-
стью построения бидифференциальных зависимостей, сильно подверженных из-
менению обводненности продукции. Поэтому в практических расчетах пользу-
ются набором частных случаев, то есть iручной наиболее надежных известных
двух- и трехпараме трических характеристик.
При оценке эффективности ГТМ более надежные оценки дают интегральные
кривые, как менее подверженные изменениям обводненности и дебиту нефти.
Дифференциальные кривые используются только в случае, если интегральные
зависимости не выражаются в явном виде.
Для проведения практических расчетов рекомендуются 15 принципиально
отличных методов кривых обводнения (табл.П.6 1) и 8 кривых падения (табл.П.6.2)
При использовании необходимо первоначально определить значение базово-
го интервала.
1. Его определяют в следующем порядке:
1 1. Определяютминимальное значение стандартной ошибки оценки техноло-
гической эффективности МПНП:
а) рассчитывают по каждой функции (по характеристике вытеснения - в зави-
симости от обводненности продукции скважин: по кривой обводнения или кри-
вой падения) ошибку оценки технологической эффективности МППП.
Функциональные зависимости между накопленными отборами нефти, жидкости
и воды (кривые обводнения) и накопленным отбором нефти и временем (кривые
падения), используемые при расчетах ошибки оценки технологической эффективно-
сти МППП и определении базового интервала, приведены в приложении Д.
Ошибку оценки по «у'»-ой функции 8ш/, т, вычисляют по формуле
где yj“‘, у* - расчетное и фактическое значения <</» - функции «;»-го измерения
накопленной продукции скважин, т; yjac, у* —расчетное и фактическое среднее
арифметическое значение соответствующих значений «у», т; и - число измере-
ний накопленной продукции скважин.
Расчетные значения функции в формуле (6 1) определяют, подставляя в пра-
вую часть уравнений значения коэффициентов а, в, вычисляемых методом
616
Приложен ня
наименьших квадратов, и коэффициента с, определяемого по формулам прило-
жения Д, и соответствующих фактических значений накопленной добычи про-
дукции (К, К , И —для кривых обводнения) или времени (/-для кривых падения).
Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть урав-
нений (приложения Д) фактического значения накопленной добычи продукции
(И, К Г- для кривых обводнения) или времени и (или) значение накопленной
добычи нефти(И, /—для кривых падения).
Значения «у» в формуле (6.1), равные нулю, из расчета исключаются.
б) выбирают минимальное значение ошибки оценки технологической эф-
фективности б 1г] из вычисленных по формуле (6.1).
1.2. Значение базового интервала^ принимают равным числу измерений (ме-
сяцев) «и», соответствующему минимальному значению ошибки оценки б пЛ].
Успешность использования характеристик вытеснения при определении тех-
нологического эффекта от проведения МУН и интенсификации притока нефти
обуславливаются в первую очередь тем, что подбираются такие системы коор-
динат, в которых данные более или менее хорошо ложатся на прямую линию.
При использовании характеристик вытеснения сущес твует достаточно боль-
шая вероятность того, что если на периоде предыстории фак тические точки дос-
таточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они также будут
ложиться на прямую.
Чем точнее ложатся точки на прямую (чем выше коэффициент корреляции),
тем с большей вероятностью можно утверждать, что в дальнейшем точки будут
ложиться на эту прямую.
В связи с вышесказанным при определении технологического эффекта пред-
полагается определение трех лучших (в смысле максимума коэффициента кор-
реляции) характеристик вытеснения и уже по ним как среднеарифметическое
определять эффект.
Таблица 11.6.1
Характеристики вытеснения, используемые для выбора базового интервала
и уравнения кривой обводнения (падения) для оценки эффективности МУН
Кривые обводнения Кривые падения
1. Говорова-Рябипипа (1957) In Гв = а + b In Ин -
2. Максимов (1959)
1пГ„ =a + bVa 3. Французский нефтяной институт V -
— = a + bV V r II 4. Назаров-Сипачев (1972) V
—^ = a + bV„ V *н Кубагушев (1987) /
5. Сипачев-Посевич (1980) — = a + bt
V
гн -
Приложении
617
Продолжение таблицы П.6.1
Кривые обводнения Кривые падения
6. Модифицированный метод Назарова-Сипачева
In— = a + bV„
V f н
7. Модифицированный метод Сипачева-Посевича -
ln^- = a-bVu
Г
8. Пирвердяп (1970)
Г„=аЛИж2 VH=a-bt~2
9.Камбаров (1974) Капытов (1970)
VH=a-bV~} VK=a-bt~'
10. Сазонов (1978)
= я-ЫпКж Кн = a-bint
11. Абызбаев (1981) -
In И„ = а + 6 In Vx
12. Постоянное нефтесодержание VK=a+bt
= а + ЬУж
13. Стасенков (1964)
VH = а - be~cV* l'„=ci be~c'
Параметр с определяется по дифференциальной формуле:
In fv = In be - cVx in qn = In be — ct
14. Ткаченко и др. (1976)
VK=a + bVx-cV2 VK= a+ bt- ct2
Параметр с определяется по уравнению:
f„=b-2cVx q„=b-2ct
15. Ревенко и др. (1973)
= a + bVx с I— = a ± bt c
Параметр с определяется по уравнению:
1п/н = 1п[^1~^1--1пКж . . r*(i-c)l i. ln<7K=ln — ' —Inf
С J с L C J c
В уравнениях'
К, Vh, V* - фактические значения накопленной добычи нефти, воды, жидкости;
fn,f* нефтесодержание и обводненность продукции (в долях); f = 1-/я; / - число меся-
цев работы скважины; а, Ь, с- постоянные коэффициенты.
618
Приложения
Таблица 11.6.2
Характеристики вытеснения, используемые для расчета
базовой накопленной добычи нефти
Кривые обводнения
1. Говорова-Рябннина
Кб+еа-(Кб)в =К®
Кривые падения
2. Максимов
гб +е°+^»6 =гб
3. Французский нефт. институт
Рассчитывается параметр
BSQR =
V^L)-V„(L)
VB(L)
L — последняя точка предыстории перед проведением МПНП.
VU(L) — фактическая накопленная добыча нефти перед проведением
МПНП. Если BSQR > 0,3, то перед квадратным корнем берется знак «-».
4. Назаров-Сипачев
б _ 67 + 6 • К* _ ( 67 + 6 • . г6
“ 2b 2b J b *
По аналогии рассчитывается параметр BSQR.
Если BSQR > 0,3, то перед квадратным корнем берется знак «+».
5. Сипачев-Посевич
н а+ь-уь
6. Модифицированный метод Назарова-Сипачева
Кжб=К„б(1 + е“+д’’'”)
7. Модифицированный метод Сипачева-Посевича
8. Пирвердян
___LLfo____
a + b(t-tn)
9. Камбаров
10. Сазонов
И. Абызбаев
12. Постоянное нефтесодержание
Г„6 = a + bV%
Г® = a-bln(t-t0)
Vf=a+b(t-t0)
Приложения
619
Продолжение таблицы П.6.2
Кривые обводнения Кривые падения
13. Стасенков i/б л а Vн = а — b е 14. Ткаченко н др. И>О + ЫИжб е(Иж6)2 15. Ревенко и др. Евб=О + б(гж6)Т Если 0 < с < 1, то «-», если с >1, то «+». =a-be~c(f~,°'> ^ = a + b(t-tD)-e(.t-t0)2 =a + b(t-toy~7
В уравнениях:
И, V*- базовые значения накопленной добычи нефти и жидкости; И1-накопленная
за безводный период добыча нефти; t число месяцев работы скважины (с учетом про-
стоев); /(| - число месяцев простоя скважины перед МПНП (число нулевых измерений);
я, Ь, с - постоянные коэффициенты
ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЫТЕСНЕНИЯ
КРИВЫЕ ОБВОДНЕНИЯ КРИВЫЕ ПАДЕНИЯ НЕЯВНЫЕ КРИВЫЕ ОБВОДНЕНИЯ
1 1
Модиф. MI ПДН
1-Сипачев(1972)
ВРЕМЕННЫЕ
КРИВЫЕ ОБВОДНЕНИЯ
---1-------—(1 + сВГ)
Модиф. М111Н
--------7Г—(1 + сВГ_> «
~|эршаги-Оморидж (1978)~
= Л2(1 + сВ/) «
~|Мовмыга-Чсрепахин
|Смотрицкин (197зУ
Гиперболический з-н (Aj=Aa)
1)Багаров (1972), 2)Арпс (1944), 3)Генри (1972),
4)Люфер(1985), 5)Роулэнд-Лин (1985), 6)Сиарз-
Филлмпс(1987),7) Лонг-Девис( 1988)
-{Григорьев (1978)
Островскнн-Джапар ов
(1981)
Степенной з-н (|cBVM|»l)
(|сВ1||»1)
0<С<1
1 (Праведников
идр-(1973)
2)П|иа-Хнп инс (1964)
3)Нурвис (1985)
О1
Модиф. метод
Праведннкоеа и др.
С=2/3
Пирвсрдян (1970)
С=-1/3
Шиа-Хиггинс( 1964)
С=1/2
I )Камбаров(1974)
гЖонытов (1970)
01/2
I )Сипачсв-| Госевич
(1980)
2)Кубагу1иев (1987)
С~»1
Сазонов (1973)
С»1
MIDI, МНДН(197б)
AizO
Абызбаев (1981)
1 )Островский-
Джапаров (1981)
2)Барьюдин (1981)
3)Гайсин-Тммашен
(1985)
4)Гайсин (1986)
5)Гусейнов (1986)
ь
]-
|Люгай-Юддашев (1982) |-
|Ирматов и др. (1984) р
|Гарб (1978)
Экспоненц. з-н Гармонии, з-н Линейный закон
С=0 С-1 С=-1
1)Стасенков (|964)
2)Мовмыга-Найденов (1968)
3)Мипчева (1977)
4)Евтушснко ((1979)
5)Рахимкулов(1968)
6)Исангулова (1980)
7)Мел№Иков-Ханноновв
(1985)
8)Рудчук-Рахимкулов (1980)
9)Буторин-П1ваелиев (1981)
10)Мур и др. (1933)
11)Лей6снзои
12)Фетховйч (1971)
13)Псрмяков (1975)
>4) Лысенко (1975)
15)Хамзин (1978)
I б)Саттаров (1980)
17)Мяшина(1980)
18)Ирматов (1983)
19)Евтуп1сико (1985)
20)Нимец(1984)
1)Арпс (1965)
2)Косыгик
3)Билибии
1)Ткачснко и др. (1976)
2)Шив-Хагтинс (1964)
3)Пурвис (1985)
----1Говорова Рябнни на (1957)
----{Максимов (1958) ~|
1 )Псрмяков (1975)
2)Гарб(1978)
3)Шаволисв (1980)
Рис. П.6.1. Классификация методов характеристик вытеснения.
620
Приложения
Приложение 7
РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МУН
ПО ХАРАК ТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ПЕРСОНАЛЬНОЙ ЭВМ
Строя теорию, помните, что нет полной уверен-
ности в том. что измерили то, что хотели а не что-
то другое
Безымянное правило
При определении эффективности МУП ио характеристикам вытеснения тре-
буется принять решение по двум принципиально важным вопросам — выбрать
вид аппроксимирующей зависимости и определить интервал аппроксимации.
Об определении интервала аппроксимации
Вначале целесообразно подчеркнуть следующее: в условиях рассредоточен-
ного заводнения самостоятельный элемент разработки (опытный участок) появ-
ляется только после пуска скважин под закачку воды; до этого участка не было, и
скважины принадлежали другому элементу разработки (обычно более крупно-
му). Отсюда вытекает очевидный вывод предыстория опытного участка начина-
ется только после начала стабильной закачки воды, точнее, после достижения
компенсации отбора закачкой.
Трудности определения интервала аппроксимации математической модели
связаны, главным образом, с бурным развитием в последние десятилетия рас-
средоточенного заводнения на основных эксплуатационных объектах, что при-
водит к сильному взаимовлиянию (интерференции) элементов разработки, кото-
рое существенно непостоянно во времени.
Значительные сложности возникают вследствие широкого применения цик-
лической закачки. В этом случае необходима разработка специальных приемов
разграничения эффекта МУП от эффекта циклики, как, впрочем, и от других
крупных геолого-технических мероприяшй.
Опыт показывает, что по динамике общего изменения отбора жидкости во вре-
мени все добывающие скважины участков очагового заводнения можно подраз-
делить на две категории: скважины, характеризующиеся относительным снижени-
ем отбора жидкости, и скважины, характеризующиеся относит ельным нарас тани-
ем отборов жидкости без видимой связи с организацией посторонних мероприятий
по поддержанию пластового давления в ее окрестностях. Видимо, такие объект ы
следует различать и динамику их эксплуа тации описывать по-иному.
Выбор расчетного ин гервала предыстории должен определяться не стрем-
лением к достижению высоких параметров чисто математического качества, а
анализом промысловой ситуации на объекте. В ходе такого предварительного
анализа потребуется принять решение о том, вносит то или иное постороннее
промысловое мероприятие в предыстории существенную помеху в эксплуата-
ционные характеристики объекта. И если помехой допустимо пренебречь, то
Приложения
621
расчетный интервал аппроксимации должен включать период действия посто-
роннего мероприятия.
Если же выявленной помехой пренебречь нельзя, то следует использовать
более сложную математическую модель, позволяющую учесть наложение реак-
ции от постороннего мероприя тия, и выделить генеральную закономерность в
предыстории объекта, которую затем уже использовать в качестве базовой для
опенки эффекта исследуемого мероприятия.
На прак тике же анализируемое мероприятие может тесно переплетаться с по-
сторонними как на этапе предыстории, так и в оцениваемый период, что в основ-
ном может явиться причиной полной отбраковки рассматриваемого участка.
О выборе аппроксимирующей зависимости
Изначально имеется всего три изменяющихся во времени эксплуатационных
показателя приемистость нагнетательной скважины, дебит жидкости и обвод-
ненность продукции добывающей скважины. Путем простого пересчета из них
же получаются дебиты нефти и воды. А если использовать деление, умножение,
логарифмирование и т.п., то возникают широкие возможности для конструиро-
вания разнообразных типов уравнений, используемых при аппроксимации фак-
тических данных (обычно называемых «характеристиками вытеснения»),
В общем случае выбор вида аппроксимирующей зависимости определяется
целью, стоящей перед исследователем, и доступными ему математическими и
техническими средствами.
Задача оперативной оценки эффективности промысловых мероприятий ак-
туальна, в первую очередь, в производственных условиях, что предопределяет
использование достаточно простых аппроксимирующих зависимостей. Обычно
это линейная регрессия, каким-либо образом связывающая лить пару выходных
параметров (нефть и воду), коэффициенты которой отыскиваются методом наи-
меньших квадратов.
Основное внимание должно быть уделено предварительному анализу исход-
ной промысловой информации: подбор соответствующей зависимости не пред-
ставляет непреодолимых трудностей.
Изложенное выше в основном относится к анализу эффективности примене-
ния методов повышения нефтеотдачи при разработке заводненных пластов (ког-
да обводненность добываемой продукции достигает 60-90 % и выше) — в этом
случае режим довольно стабильный, предыстория составляет 1-3 и более лет (и
его начало соответствует 20-30% обводненности добываемой продукции). Но
существует большое количество участков, где физико-химические методы повы-
шения нефтеотдачи применялись на ранней стадии разработки (начиная с пер-
вичного вытеснения безводной нефти до 30%-ной обводненности добываемой
продукции). Для этих условий применение «характеристик вытеснения» принци-
пиально неприемлемо, поскольку стабильная предыстория разработки, по суще-
ству, отсутствует. Способом оценки эффективности методов повышения нефте-
отдачи для таких объектов остается лишь сопоставление показателей выборок
опытных и контрольных участков.
622
Приложения
Перспективным направлением развития методики оценки эффективности
промысловых мероприятий представляется создание моделей разработки, учи-
тывающих не только действие разнообразных промысловых мероприятий по ре-
гулированию разработки, но и гидродинамических методов воздействия на пласт,
включая организацию самого очага заводнения. Такие модели могут функцио-
нировать только на базе широкого использования ЭВМ. Проведение указанных
исследований должно вестись по двум взаимно сближающимся направлениям:
совершенствование анализа по «характеристикам вытеснения», с одной сторо-
ны, и создание практически пригодных для инженерных расчетов по анализу
«физически-содержательных» математических моделей фильтрации жидкостей
в пласте — с другой. Причем их пригодность опять же должна быть выявлена в
ходе испытания на контрольных объектах - только в данном случае речь скорее
следует вести об «обучении» или «тренировке» модели.
Широко известные характеристики вытеснения подразделяются на двух- и трех-
иараметрические. Название метода соответствуе т числу неизвестных парамет-
ров, требуемых для его реализации. Для реализации двухпараметрических мето-
дов достаточной является либо интегральная, либо дифференциальная форма.
Для реализации трехпараметрических методов необходимо построение и интег-
ральных, и дифференциальных характеристик.
В настоящее время в ТатАСУнефть ежемесячно по всем НГДУ ОАО «Тат-
нефть» выполняется расчет фактической дополнительной добычи нефти по всем
МУН и геолого-техническим мероприятиям (ГТМ), проведенным на скважинах.
Технологическая эффективность применения МУН определяется в соответствии
с методикой, по которой дополнительная добыча нефти за счет применения МУ11
определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто
при базовом режиме разработки (то есть без применения МУН), из объема фак-
тически добытой нефти с объекта за анализируемый период. Базовая добыча
нефти определяется путем экстраполяции кривых вытеснения (если объект раз-
рабатывается при применении заводнения и обводненность продукции более
30%) или по зависимостям падения дебита нефти во времени (при естественном
режиме разработки). Кривые вытеснения добычи нефти строятся на основе ана-
лиза и математической обработки фактических промысловых данных (добыча
нефти, воды и жидкости) разработки объекта базовым методом за 18 месяцев,
предшествующих применению МУН. При этом накопленная добыча нефти, воды
и жидкости считается с момента, за четыре года предшествующего применению
метода (то есть добыча нефти, жидкости и воды в этот момент принимается равной
нулю, что означает перенос начала координат в точку по времени за 4 года до
начала применения метода).
В программу расчета технологической эффективности заложены следующие 8
интегральных зависимостей между накопленной добычей нефти, жидкости и воды:
Борисова
6в _ д * Qn
Qh с ~Qh
(П.7.1)
Приложения
623
Давыдова = А + В*^~ 0, (П.7.2)
Максимова еп=л+в*1пев (П.7.3)
Сазонова Qu=A+B*lnQ[p (П.7.4)
Казакова Q„=A + В * (П.7.5)
Назарова -^- = A + B*(QB) 'Uli (П.7.6)
Пирвердяна бн ~ Л + SORT(^) (П.7.7)
Т атНИПИнефть е|| = С*[1-Л*е**(-5*еи,)] *, (П.7.8)
Q - накопленная добыча жидкости по участку; Q — накопленная добыча нефти
по участку; Qn — накопленная добыча воды по участку; А, В, С— коэффициенты
модели, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов
или методом наискорейшего спуска.
Для каждой зависимости по критерию Тейла вычисляется сумма квадратов
отклонений расчетных данных от фактических, выбранных на участках кривой
без перегибов. Таким образом, определяется качество аппроксимации.
Критерий имеет следующий вид:
U= (SORT (SUM от 1 до п ((К - К) ** 2) /и))/ (SORT (SUM от 1 до и ((Тф**2) /и)*
(SUM от 1 до п ((У**2) /и))
где и — количество точек в выборке (и = 18); К - фактическое значение параметра;
- расчетное значение параметра.
Критерий Тейла представляет собой нормированную дисперсию и изменяет-
ся в пределах от нуля до единицы, и чем ближе к нулю, тем более математическая
модель (зависимость) адекватна рассматриваемому явлению. По наименьшим
значениям критерия Тейла для каждого участка выбираются три характеристики
вытеснения. Подставляя фактические значения накопленной добычи жидкости
после закачки реагента на какую-либо дату, определяются три значения возмож-
ной базовой накопленной добычи нефти, которые могли бы быть получены, если
бы не была осуществлена закачка реагента. Вычитая эти расчетные значения
накопленной добычи из фактически накопленной добычи на ту же дату, опреде-
ляются три значения возможной дополнительной добычи нефти за счет закачки
peai'ema. Среднеарифметическое из этих трех значений принимается за факти-
чески накопленную дополнительную добычу нефти. Дополнительная добыча за
любой период определяется разностью накопленной дополнительной добычи на
начало и конец периода.
624
Приложения
При определении эффективности МУН большое значение имеет то, как ос-
редняются значения водосодержания проб продукции скважин, отобранных в
отчетном месяце. Как известно, обводненность по пробам за месяц колеблется в
широких пределах. При этом определение водосодержания проб продукции за-
паздывает, и часть их не участвует при определении среднемесячной обводнен-
ности. При этом в каждом НГДУ применяются различные методы осреднения
(среднеарифметическая, с учетом обводненности за предшествующий месяц,
по интуиции и т.д.).Это также вносит расхождение в определении эффективности
МУН. Кроме того, геологическая служба загружается большим объемом руч-
ной работы. Дополнительная же добыча нефти за счет МУН определялась с опоз-
данием на 1—3 месяца и не находила отражения в отчетности по добыче нефти,
особенно по скважинам. Указанные недостатки привели к противоречиям в оцен-
ке эффективности МУН, а также к запаздыванию в определении эффективности.
Поэтому для определения средней обводненности за месяц по скважине в
настоящее время используется метод обработки информации о водосодержа-
нии продукции, разработанной во ВНИИКАнефть. Основная задача обработки
состоит в систематическом прослеживании зависимости водосодержания во вре-
мени, т.е. построении кривой обводнения скважины. Кривая обводнения сква-
жин аппроксимируется кусочно-линейным сплайном на равноотстоящих узлах
временной оси. Определение кривой обводнения по результатам анализов водо-
содержания включает выбор интервала аппроксимации, отсеивание резко выде-
ляющихся наблюдений, определение коэффициентов модели, оценку погрешно-
сти модели. Оценка коэффициентов получается путем минимизации среднеквад-
ратического рассеивания модели и измерений при ограничениях, что кривая
обводнения является функцией в интервале (0-100%).
Полученная модель позволяет получить оценку обводненности в любой точ-
ке интервала аппроксимации, в том числе и в заданных значениях будущего ин-
тервала времени.
По анализам водосодержания проб по всем добывающим скважинам строят-
ся сглаженные кривые обводнения и определяются значения обводненности про-
дукции скважин за отчетный месяц.
Комплекс программ для IBM PC по анализу и прогнозированию процесса
обводнения продукции на базе данных анализа водосодержания проб продукции
скважин включает:
— комплекс программ анализа процессов обводнения продукции скважин на
IBM PC;
— построение кривых обводненности по добывающим скважинам;
— комплекс программ прогнозирования процессов обводнения продукции
скважин на IBM PC.
В качестве примера приведем определение дополнительной добычи за счет
МУН по трем методам
1. Определение добычи нефти за счет применения МУ! I в координатах: накоп-
ленная добыча нефти (Он) (или текущая нефтеотдача)-накопленная добыча жид-
кости (О J (или безразмерный объем добычи жидкости).
Приложения
625
Кривые в этих координатах имеют 3 характерных участка (рис. П.7.1): началь-
ный ОА, соответствующий безводной стадии эксплуатации и представляемый
прямой линией; средний АВ - для второй стадии разработки и описываемый
многочленом 2-й или 3-й степени, конечный ВСД- для поздней стадии разработ-
ки. У часток ВСД стремится к асимп тоте, отвечающей величине извлекаемых за-
пасов, и может быть аппроксимирован в виде гиперболы
Q^A-B/Q*. (П.7.9)
Обработка фактических данных может осуществляться методом наименьших
квадратов. Коэффициенты Л и В находятся из нормальной системы уравнений:
н н
а*п-в £1/еж=£е1ь
Z-I 1=1
=йХ(1/еж)2 (п-71°)
11 1=1 i=i
где Q Qh - фактические данные заводнения, относящиеся к аппроксимируемо-
му участку ВС, п — число этих данных. После вычисления коэффициентов А и В
кривая экстраполируется на период применения нового метода (участок СД)
Рис. П.7.1. Зависимость накопленной добычи нефти
от накопленной добычи жидкости
Фактические данные применения МУН на рис. П.7.1 представлены участком
СР, причем каждой точке отвечает определенная дата. Добыча нефти за счет
применения МУН (Ag) определяется как разница между фактической добычей
(PC) и экстраполируемой частью кривой (СД).
2, Определение добычи нефти за счет применения МУП по характеристике
вытеснения в координатах «накопленная добыча нефти (gj-логарифм накоп-
ленной добычи жидкости (воды) ГОД»
При обводнении добываемой продукции с 35 до 90%, соответствующей уча-
стку ВСД (рис. П.7.1), накопленная добыча нефти в зависимости от накопленной
добычи жидкости может быть выражена уравнением:
Qh=A+B*\x\Qx. (П.7.11)
626
Приложения
При обычном заводнении эта зависимость имеет прямолинейный характер.
При получении дополнительной добычи нефти за счет применения метода фак-
тическая добыча нефти отклоняется от прямой (рис. П.7.2). Задаваясь объемом
добычи жидкости, можно определить прирост добычи нефти за счет метода, а на
одинаковый объем добычи нефти можно определить эффективность метода за
счет снижения добычи воды.
10,5 11 11,5 12 12,5 13
Рис. П.7.2. Зависимость накопленной добычи нефти (QJ
от накопленной добычи жидкости (1п0ж)
Отрезок NM соответствует динамике накопленной фактической добычи не-
фти при новом методе разработки, отрезок NQ — прогнозной добыче нефти при
базовом режиме разработки, отрезок MQ — дополнительной добыче нефти за
счет повышения нефтеотдачи пласта. При определении добычи нефти за счет
интенсификации по прогнозному темпу отбора жидкости устанавливается поло-
жение точки Р на отрезке NQ. Добыча нефти за счет интенсификации будет опре-
деляться проекцией отрезка PL на ось ординат. Величине снижения объема по-
путно добываемой воды при применении МУН по сравнению с базовым режи-
мом на одно и то же количество добытой нефти соответствует отрезок MS.
Наряду с (рафическим методом определения добычи нефти за счет метода,
ее можно определить аналитическим, для этого фактические показатели, соот-
ветствующие линейному участку кривой, обрабатываются по методу наимень-
ших квадратов:
Л*и-Я^1пбж =^ен,
/-1 1=1
л п Н
1пбж + <1п йк)2 = £ (бн * 1пбж) (П.7.12)
/-1 i=l i=l
Из этих уравнений определяются коэффициенты А и В. Из полученного выра-
жения по заданным значениям накопленной добычи жидкости определяется до-
быча нефти при базовом варианте.
Приложении
627
Сравнивая полученное значение добытой нефти с фактической на одно и то
же значение добытой жидкости (или скорректированное), получаем добычу не-
фти за счет применения МУН.
3. Определение дополнительной добычи нефти при применении метода по-
вышения нефтеотдачи по зависимости логарифма текущего водонефтяного от-
ношения (In И7) от накопленной добычи нефти (О).
Эта зависимость, несмотря на разброс точек фактических данных, имеет ли-
нейный характер на поздней стадии разработки при обычном заводнении
(рис.П.7.3), т.е. удовлетворяет уравнению:
1пГ=Л+Я*С„. (П.7.13)
Обработав фактические данные за период до начала применения метода по-
вышения нефтеотдачи методом наименьших квадратов, получим уравнение ло-
гарифма текущих значений водонефтяного отношения от накопленной добычи
нефти для базового варианта.
Для получения прогнозной добычи нефти уравнение (П.7.13) представим в
следующем виде.
Нй -1) = А + В * (aV + ). (П.7.14)
По этому уравнению, последовательно задаваясь объемами отбираемой жид-
кости за период (месяц, квартал, год), определяется прогнозная добыча нефти
при базовом режиме.
Рис. П.7.3. Зависимость логарифма водонефтяного отношения
от накопленной добычи нефти
Применение широкого спектра характеристик вытеснения и кри герия Тейла,
метода сглаживания сплайнами значений анализа водосодержания проб для оп-
ределения средней обводненнос ти за месяц позволило повысить оперативность,
точность по единой методике расчета дополнительной добычи нефти по кривым
628
Приложения
вытеснения, которая определяется одновременно с текущими показателями экс-
плуатации скважин в отчетном месяце.
Комплекс программ МУН предназначен для эксплуатации на ПЭВМ и получе-
ния результатов решения на дискете или напечатанном виде. Пользователями зада-
чи являются геологические службы НГДУ и других предприятий, оценивающих
эффективность проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов.
Исходная информация для решения задачи — накопленная добыча нефти и
жидкости за каждый месяц по скважинам - содержится в эксплуатационных кар-
точках скважин.
Справочная информация - сведения о нефтяных и нагнетательных скважинах,
относящихся к отдельным объектам воздействия, имеется в НГДУ.
Результатом решения задачи являются:
—таблицы отбора нефти и жидкости по объектам воздействия, а также рассчи-
танная дополнительная добыча нефти за каждый месяц, с начала года, с начала
мероприятия, по скважинам, участкам, площадям, залежам, месторождениям,
промыслам, НГДУ. В таблице приводятся данные по фактической кривой вытес-
нения, а также для базовых кривых по всем методам и их средние значения на
примере одного из участков Северо-Альметьевской площади (табл. П.7.1);
— графики фактической и базовых кривых вытеснения по всем применяемым
методам, совмещенные на одной координатной плоскости (см. рис. П.7.4).
Комплекс программ МУН реализован на языке Фортран, FOXPRO 2,0 на ПЭВМ
IBM PC с использованием системы GRAFOR. Операционная система - MS DOS.
Оперативная память-300 КБ. Параметры и варианты работы программы сведены
в ниспадающее меню. Все исходные данные, параметры, данные о конфигурации
задачи, а также ее документации доступны пользователю. Для удобства все вход-
ные и выходные данные, а также программы сведены в отдельные директории.
Рис. П.7.4. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН.
Северо-Альметьевская площадь
Приложения
629
Ежемесячно но характеристикам вытеснения определяется дополнительная
добыча нефти по участкам и добывающим скважинам, площадям и залежам.
Технология определения дополнительной добычи нефти и отражения ее в
геологической отчетности следующая: дополнительно к традиционной работе но
составленной отчетности по добыче нефти за месяц по нагнетательным скважи-
нам, на которых проведены МУН, геологическая служба определяет реагирую-
щие на закачку добывающие скважины. В персональный компьютер вносятся
значения водосодержания проб продукции скважин, и по нроцэамме определя-
ется средняя обводненность продукции скважин за месяц.
При составлении отчета:
— сначала рассчитываются показатели эксплуатации скважин в отчетном ме-
сяце, входящие в состав эксплуатационной карточки;
— по программе МУП (по кривым вытеснения) рассчитывается дополнитель-
ная добыча нефти на участках применения МУП с использованием данных эксп-
луатационных карточек добывающих скважин, которая распределяется по добы-
вающим скважинам участка;
— результаты расчета выдаются в виде выходных таблиц со всевозможными
производными и интегрированными показателями на магнитном носителе и пе-
редаются по сетевым каналам связи пользователям одновременно с традицион-
ным геологическим отчетом.
Таблица П. 7.1
Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН.
Северо-Альметьевская площадь
Участок воздействия 048 возд. ПДС+А1С1,. Дата проведения мероприятия
3.1994. Нагнетательные скважины: 17491. Добывающие скважины:
10031,14726, 14759
Дата Добыча за месяц, тыс. т Добыча накопленная, тыс. т
нефть вода нефть жидкость
10.93 0,978 1,677 49,688 101,095
11.93 0,937 1,816 50,625 103,848
12.93 0,991 1,886 51,616 106,725
1.94 0,923 1,664 52,539 109,312
2.94 0,855 1,530 53,394 111,697
3.94 0,660 1,210 54,054 113,567
4 94 0,404 0,500 54,458 114,471
5.94 0,302 0,092 54,760 114,865
6.94 0,639 1,079 55,399 116,583
7.94 0,656 0,998 56,055 118,237
8.94 0,681 0,968 56,736 119,886
9.94 0,717 0 973 57,453 121,576
10.94 0,784 0,899 58,237 123,259
11.94 0,675 1,109 58,912 125,043
12.94 0,758 1,155 59,670 126,956
1.95 0,814 1,129 60,484 128,899
2.95 0,732 0,962 61,216 130,593
3.95 0,775 1,058 61,991 132,426
4.95 0,755 0,933 62,746 134,114
630
Приложения
Продолжение таблицы П. 7.1
Рассчитанные базовые кривые
Дата Сазонова Назарова Казакова Борисова Пирвер- дяна Максимова ТатНИ- ПИнефть Давыдова
10.93 49,634 49,653 49,624 49,635 49,618 49,614 49,666 49,550
11.93 50,644 50,637 50,655 50,644 50,651 50,652 50,632 50,682
12.93 51,672 51,653 51,690 51,675 51,687 51,694 51,641 51,771
1.94 52,573 52,560 52,585 52,571 52,584 52,584 52,549 52,619
2.94 53,385 53,387 53,383 53,383 53,384 53,379 53,386 53,356
3.94 54,009 54,026 53,990 54,017 53,992 53,993 54,042 53,938
4.94 54,307 54,351 54,279 54,278 54,281 54,244 54,359 54,003
5.94 54,436 54,518 54,403 54,326 54,406 54,289 54,497 53,721
6.94 54,995 55,104 54,939 54,884 54,943 54,821 55,100 54,157
7.94 55,525 55,671 55,444 55,396 55,450 55,305 55,680 54,486
8.94 56,046 56,239 55,937 55,888 55,944 55,767 56,258 54,705
9.94 56,572 56,820 56,432 56,380 56,439 56,225 56,851 54,897
10.94 57,089 57,410 56,915 56,831 56,923 56,641 57,442 54,923
11.94 57,630 57,997 57,416 57,383 57.425 57,147 58,067 55,303
1294 58,201 58,628 57,941 57,953 57,952 57,665 58,739 55,621
1.95 58,772 59,274 58,463 58,505 58,474 58,162 59,420 55,839
2.95 59,263 59,837 58,908 58,973 58,920 58,580 60,014 55,975
3.95 59,787 60,438 59,380 59,483 59,393 59,033 60,657 56,155
4.95 60,263 60,997 59,806 59,930 59,820 59,426 61,250 56,229
Коэффициенты
Л -123,979 1,617 126,887 1765,914 127,039 -68,220 1277305,474 -94,093
в 37,610 0,008 -776,869 -19,138 -778,439 29,909 -1277291,273 282,483
с 0,0 0,0 -0,500 117309,853 0,0 0,0 0,0 0,0
Коэффициенты по критерию Тейла
0,0000148710,00000956 10,00001953 0,00001447 0,00001948 0,00002035 0,00000582 0,00003928
Продолжение таблицы П. 7.1
Дата Формула Назарова Формула Борисова Формула ТатНИПИнефть Среднее значение
пакопл. доб. нефть, ТЫС.Т базовая доп. добыча нефти накопл. доб. нефть, тыс.т базовая доп. добыча нефти накопи доб. нефть, тыс. т базовая доп. добыча нефти доп. добыча нефти
за месяц пакопл. за месяц пакопл. за месяц пакопл. за месяц пакопл.
4.94 54351 0,107 0,107 54,278 0,180 0,180 54,359 0,099 0,099 0,129 0,129
5.94 54,518 0,134 0342 54,353 0,227 0,407 54,497 0,164 0,263 0,175 0,304
6.94 55,104 0,054 0,295 .54,911 0,081 0.488 55,100 0,036 0,299 0,057 0,361
7.94 55,671 0,088 0,384 55,423 0,144 0.632 55,680 0,076 0,375 0,103 0,464
8.94 56,239 0,113 0,497 55,916 0,188 0,820 56,258 0,103 0,478 0,135 0,598
9.94 56,820 0,136 0,633 56,407 0325 1,046 56,851 0,124 0,602 0,162 0,760
10.94 57,410 0,194 0,827 56,858 0,333 1,379 57,442 0,194 0,795 0,240 1,000
11.94 57,997 0,088 0,915 57,410 0,123 1,502 58,067 0,049 0,845 0,087 1,087
12.94 58,628 0,127 1,042 57,980 0,188 1,690 58,739 0,087 0,931 0,134 1321
1.95 59,274 0,169 1310 58,533 0,261 1,951 59,420 0,132 1,064 0,187 1,408
2.95 59,837 0,169 1,374 59,001 0,265 2315 60,014 0,138 1,202 0,190 1,599
3.95 60,438 0,174 1,553 59,511 0365 2,480 60,657 0,132 1,334 0,190 1,789
4.95 60,997 0,196 1,749 59,958 0,308 2,788 61,250 0,163 1,496 0322 2,011
Приложения
631
Например, по разработанному комплексу программ МУН получаются сле-
дующие показатели в разрезе участков внедрения МУН, площади, залежи, ОАО
«Татнефть»:
- количество нагнетательных скважип закачки различных реагентов;
- количество реагирующих добывающих скважин;
- количество обработанных добывающих скважин реагентом;
— общая добыча нефти за месяц в тоннах;
— дополнительная добыча нефти за месяц, с начала года, с начала мероприя-
тия в тоннах по кривым вытеснения (падения добычи нефти) и по принятому
удельному нормативу;
- дни эксплуатации с начала мероприятий реагирующих скважин;
- средняя дополнительная добыча нефти в тоннах на одну обработанную сква-
жину;
- количество основного реагента т (м3);
- средняя дополнительная добыча нефти в тоннах на одну тонну основного
реагента;
- средняя продолжительность эффекта по методу на одну скважину;
— перечень участков и скважин, по которым закончится эффект в текущем
году.
Ежеквартально и по заказу строятся диаграммы (гистограммы) с сопоставле-
нием расчетных и нормативных значений дополнительной добычи нефти по ме-
сяцам с начала применения МУН по любым объектам (рис. П.7.5).
Информационное обеспечение комплекса программ состоит из множества
файлов справочной, условно-постоянной и накопленной промысловой инфор-
мации:
- файл эксплуатационных карточек скважин с начала эксплуатации, который
ежемесячно пополняется поданным АРМов геологов всех 11ГДУ ОАО «Татнефть»;
Рис. П.7.5. I истограмма сопоставления по нормативной (светлые поля) и фактической
(затемненные поля) эффективности ЭЦ
632
Приложения
- справочник по участкам с адресными данными но простиранию и разрезу
месторождений, административных делений;
- номера скважин опытных участков и данные по скважинам;
— классификатор месторождений, площадей и залежей;
— классификатор горизонтов;
— классификатор видов МУН (табл. П.7.2).
Таблица П. 7.2
Виды МУН, проведенные по объектам деятельности
АО «Татнефтеотдача»
Создание каверн Силикатно-полимерные гели
ОПЗСНПХ-9010 Гипан + жидкое стекло
Р азглинизация Полимерно-дисп.смесь (ПДС)
СНПХ-9630 ПДС+А1СБ
Оторочка растворами ПАВ ПДС + СаСЬ
Гидрофобизация Физико-акустическая ОПЗ
Декольматация Воздействие высоким давлением
Коллоидно-дисп. система (КАС) Резиновая крошка
Закачка ОЭЦ ПАА + ацетат хрома
Закачка ПАА Микробиологическое воздействие
СНПХ-95М Щелочной сток капр.+НС1
Полимерно-суспенз. комп. (ПСК) Жидкое стекло
ЩПСК ОПЗ солянокислотная
ОПЗ направл. солянокислот. Глубокая соляиокислотная ОПЗ
Внедренное во всех ЦДНГ НГДУ ОАО «Татнефть» программное обеспече-
ние МУН на ПЭВМ позволяет без задержки во времени одновременно с состав-
лением геологической отчетности определить дополнительную добычу нефти от
проведения МУН на объектах деятельности предприятий
Разработанное программное обеспечение по расчету эффективности МУН
применимо не только для третичных МУН, но и для гидродинамических методов
воздействия на пласт.
Приложения
633
Приложение 8
ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МУН
ПО КРИВЫМ ПАДЕНИЯ ДЕБИТОВ НЕФТИ
Основной задачей методики является прогнозирование расчетного (ожидае-
мого) базового дебита. После его определения подсчет прироста добычи нефти
не представляет трудностей.
Прирост добычи нефти определяется как произведение разности фактичес-
ких дебитов после ГТМ и расчетных (ожидаемых) дебитов на фактически отрабо-
танное время без ГТМ.
При этом под расчетными (ожидаемыми) дебитами неф ти скважины после
ГТМ понимаются дебиты, которые были бы, если бы не проводились ГТМ с
учетом естественного падения дебита.
Прирост добычи нефти (Q ) в результате геолого-технических мероприятий
(ГТМ) определяется как помесячная сумма произведений разностей фактичес-
ких дебитов нефти после ГТМ (г;н) и расчетных (ожидаемых) дебитов нефти (</р)
на фактически отработанное время (Т - сутки в Z-м месяце):
е=&..-?₽) т.
Таким образом, целью данной методики является статистически строгая,
объек тивная оценка расчетных (ожидаемых) деби юв нефти (qp), основанная на
существующих закономерностях естественного падения дебитов нефти при ус-
ловии, как если бы не проводилось ГТМ.
1. Выбор периода предыстории (суточные дебиты нефти но месяцам от пре-
дыдущего до данного ГТМ).
Здесь под ГТМ понимается любое воздействие, которое может изменить де-
бит нефти. Очевидно, чем больше предыстория, тем надежнее можно выбрать
уравнение, аппроксимирующее падение дебитов, и тем меньше ошибка опреде-
ления технологического эффекта. Для оценки интервала предыстории исследуе т-
ся период в течение 12 месяцев, непосредственно примыкающий к воздействию.
Далее, на основе анализа закономерностей падения добычи нефти предлагается
выбирать длительность периода предыстории не менее 4-х месяцев до воздей-
с гвия.
В период предыстории не включается месяц воздействия (ГТМ), т.е. период
анализа результатов воздействия начинается с месяца проведения воздействия.
2. Рассмотрение дебитов в период предыстории.
Дополнительная добыча нефти при средней обводненности больше 20% в
исследуемый период предыстории производится по характеристикам вытесне-
ния (интегральные методы).
При средней обводненности менее 20% оценка дополнительной добычи не-
фти производится по кривым падения (дифференциальные методы).
634
Приложения
В этот период рассматриваются стабилизированные дебиты, т.е. такие, в кото-
рых месячная добыча жидкости меняется в достаточно узком диапазоне. Исклю-
чаются месяцы с дебитом нефти q = 0, затем рассматриваем период предысто-
рии, ближний к геолого-техническому мероприятию, и выделяем такой интервал,
при котором удовлетворяется условие:
Q, +1<9,±0,059/,
после чего присваиваем месяцам порядковые номера / = 1, ..., и, принимая за
первый месяц дату начала предыстории.
При продолжи тельности периода предыстории, удовлетворяющего критерию
падения добычи менее 4 месяцев, расчет дополнительной добычи неф ти произ-
водится по методу «прямого счета».
3.Определение коэффициента падения добычи
Для определения метода расчета дополнительной добычи оценим динамику
процесса по коэффициенту падения добычи по формуле:
Кпад=—----------, (8.1)
п
где — фактический /-дебит в установившемся интервале.
Если Кп = 1 ±0,01, то исследуемая функция принимается постоянной. Таким
образом, можно принять среднюю величину дебита в предыстории постоянной
на весь исследуемый период дебита (</р = const) — это и будет расчетный дебит по
нефти.
11ри величинах коэффициента падения 1 + 0,01 < К < 1 - 0,01 для определения
расчетного дебита необходим дальнейший анализ динамики добычи.
4. Определение дополнительной добычи нефти для К =1 ± 0,01.
4.1. Расчет дополнительной добычи для величин К =1 ±0,01 ведется по фор-
муле (2):
е = Е^..-9р)^ (8.2)
где дополнительная добыча нефти, т; qn фактический дебит, г\сут, qv—расчет-
ный дебит, т\сут; Т время фактической эксплуатации после воздействия, сут.
5. Анализ динамики добычи нефти по кривым падения.
Для случая 1 ±0,01 < К <1 -0,01 рассмотрим зависимости в соответствии с (8.4):
<7,, = * ‘ * (8.3)
q]t = a + b t (8.4)
<7„ = «/(!-/>-/) (8.5)
qu = a ехр(-Л /) (8.6)
Приложения
635
Для зависимости (8.3) определяем коэффициенты а и h из решения системы
уравнений (8 7)
X'-/„(')=« Х^о (8-7)
X1п 9 „ (О •ln t = 1п(а) X ln(0 - b X <|п ')2’
где <уи — фактический дебил нефт, «-число месяцев в выбранном интервале, Z—
перенумерованные месяцы.
Подставляя в (8.3) полученные величины а и Ь, вычисляем расчетную (теоре-
тическую) кривую для .
Для уравнения (8.4) зависимость представляется в виде:
q = a} + а2 t, (8.8)
полагая, что а{ = а и «, = h, определяем эти коэффициенты из решения системы
уравнений (9)
X^n(0 = ai и + «2 Хг
X^n(Z) = al’XZ + a2'X(Z)2 <89)
Подставляя в (4) полученные величины а и Ь, также определяем расчетную
(теоретическую) кривую q
Для уравнения (8.5) зависимость линеаризуем, преобразуя к виду (8.6), пола-
гая af - \/а, аг = - Ыа. Решая систему (8.9), получаем коэффициенты и строим
расчетную (теоретическую) кривую для зависимости (8.5).
i-n
Для (8 6), полагая а = qр a b = q/Qa, где Qo = Х?н(0’ рассчитываем q^ —
i=2
расчетный (теоретический) дебит.
6. Приведение суммарного расчетного дебита к суммарному фактическому
в период предыстории.
Для сохранения отчетных объемов добычи нефти в период предыстории для
всех расчетных (теоретических) кривых падения потребуем выполнения условия:
Х^н =Х^р’
т.е. после определения коэффициента К:
к=Х^н/Х9р
преобразуем q?=k qp для каждой из точек расчетного приближения
7. Определение степени приближения но критерию Тейла.
Для оценки степени приближения вычислим значения критериев Тейла для
каждого из приближений согласно (8.3), (8.5):
636
Приложения
Г=(Р-Л,)2
Р = Р,2+еА2,
где К-значения критерия Тейла, Р и А —соответственно предсказанное и факти-
ческое значения.
Из вычисленных значений критерия Тейла выбирается оптимальный, т.е.
min(v ,...,у ). Таким образом, полученная функция наиболее точно аппроксими-
рует рассмотренный период предыстории. Экстраполяция ее на весь исследуе-
мый период и будет зависимостью для расчетного дебита (г/Д
8. Определение дополнительной добычи нефти для величин
1 + 0,01 <К <1-0,01
пад
В последующем расчете рассматривается дебит расчетный и фактический
только в период истории после воздействия.
Дополнительная добыча нефти за этот период, так же как и в случае с постоян-
ной добычей в предыстории, рассчитывается по уравнению (8.2).
Можно проводить расчеты технологической эффективности по зависимостям
падения среднесуточного дебита нефти во времени более упрощенно. Покажем
это на примере месторождения Филд, где проводилось тепловое воздействие.
Участок месторождения Филд в течение 5 лет разрабатывался на естествен-
ном режиме, затем 5 лет его разработка велась с применением теплового метода
воздействия на пласт. Необходимо определить суммарную эффективность от
применения теплового воздействия.
Проведение расчета:
— по фактическим данным рассчитываем среднесуточные дебиты по нефти
на одну действующую скважину за первые 5 лет разработки участка (см. табл.
П.8.1);
— полученные фактические дебиты за первые 5 лет обрабатываем по методу
наименьших квадратов, при этом результаты расчета среднесуточных дебитов по
различным моделям сводим в табл. П.8.1, а аппроксимационных коэффициентов
и среднеквадратичного отклонения — в табл. П.8.2;
— анализ результатов расчетов для различных моделей показывает, что наимень-
шим значением среднеквадратичного отклонения расчетных дебитов от фактичес-
ких характеризуется 1 -я модель, поэтому прогнозную добычу нефти, которая име-
ла бы место, если бы участок продолжал разрабатываться на естественном режи-
ме, получаем, используя расчетные дебиты для 1-й модели (табл. П.8.1, рис. П.8.1);
— вычитанием прогнозной добычи из фактической рассчитываем технологи-
ческую эффективность применения теплового воздействия но годам разработки
(табл. П.8.1);
— суммированием значений технологической эффективности по годам (пра-
вая колонка табл. П.8.1) определяем суммарную дополнительную добычу нефти
от применения метода: она составляет 22660 т.
Приложения
637
Таблица II. 8.1
Годы Факти- ческая добыча нефти, т Количество действую- щих скв Продол- житель- ность раб. 1 скв., сут Фактич. дебит на 1 СКВ., т/сут Расчетный дебит на одну скважину, т/сут Прог- нозная добыча нефти, т Технолог, эффектив- ность, т
мод.1 мод. 2 мод.З
1 23500 10 350 6,71 6,71 4,82 7,52
2 18100 9 355 5,67 5,67 451 4,80
3 16800 10 350 4,80 4,79 4,24 4,29
4 15300 11 345 4,03 4,05 3,99 4,07
5 12000 10 350 3,43 3,42 3,78 3,95
6 12000 10 350 2,89 10120 1880
7 12400 11 345 2,44 9270 3130
8 12000 10 350 2,06 7220 4780
9 11600 9 355 1,74 5570 6030
10 12000 10 350 1,47 5160 6840
Таблица 11.8.2
Модель для прогноза Аппроксимационные константы Среднеквадратичное отклонение
А К
1 6,710 0,1684 0,009
2 0,2075 0,01428 0,597
3 -0,1503 0,2833 0,782
Рис. П 8.1. Зависимость фактической (1) и прогнозной (2) добычи нефти
от времени без применения МУН
638
Приложения
Приложение 9
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ
УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
В качестве примера рассмотрен опытный участок паротеплового воздействия
на месторождении Кенкияк. Определение показателей базового метода разработ-
ки (естественный режим истощения пластовой энергии) представляет здесь опре-
деленные трудности, так как период работы скважин до закачки реагента небольшой.
Рассчитаем добычу нефти за счет паротеплового воздействия в 1989-1991 годах.
Для оценки добычи нефти за счет паротеплового воздействия использовалась
«У гочненная технологическая схема разработки месторождения Кенкияк с приме-
нением теплоносителей», подго товленная в 1983 году ВНИИ и ВНИИПИтермнефть.
Следует отметить, что фактические темпы развития метода на этом место-
рождении были значительно меньше, чем в технологической схеме. К 1990 г. фак-
тически на месторождении было около 100 паронагнетательных скважин (вместо
намечаемых 165 скважин в технологической схеме) и 600 добывающих, реагиру-
ющих на процесс (вместо 1100 скважин). Соответственно годовая добыча нефти
составляла 455 тыс.т вместо ранее рассчитанной 770 тыс.т.
В соответствии с методикой
была построена по проектным
данным зависимость отноше-
ния рассчитанных накопленных
величин добычи нефти при ба-
зовом методе разработки и при
реализации МУН от количества
закачанного в пласт реагента
(рис.П.9.1). В таблице П.9.1 при-
ведены исходные фактические
показатели применения паро-
теплового воздействия на мес-
торождении Кенкияк (Qp, (2н )>
а также рассчитанные с исполь-
зованием графика рис.П.9.1 за
период 1988—1991 годов.
Рис. П.9.1. Зависимость отношения рассчитанных
в технологической схеме величин добычи нефти при
базовом методе разработки (естественный режим
истощения пластовой энергии) и при реализации
МУН (паротепловое воздействие) от количества
закачанного в пласт реагента (пара)
В соответствии с таблицей П.9.1 в 1989 году добыча нефти за счет МУ11 соста-
вила 208 тыс.т/год, в 1990 году - 229 тыс.т/год и в 1991 г. - 208 тыс.т/год.
Таблица П. 9.1.
Показатели Размерность 1988 1989 1990 1991
•& о, О) тыс.т 9868 11271 13114 13570
е? тыс.т 6488 6922 7373 7828
евф тыс.т 5450 5676 5898 6145
Ag тыс.т 1038 1246 1475 1683
Да тыс.т/год 208 229 208
Приложения
639
Приложение 10
РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТРЕТИЧНЫХ МУН,
ВНЕДРЯЕМЫХ В НАЧАЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ, МЕТОДОМ
СОПОСТАВЛЕНИЯ С ЭТАЛОНОМ.
Этот метод обычно применяется в случае, если реагент закачивается одно-
временно со вводом нагнетательной скважины под закачку или в начальной ста-
дии разрабогки участка, когда обводненность сос тавляет не более 20-30%. В дан-
ном случае анализ ведется путем сравнения показателей разработки по опытно-
му (с применением метода) и контрольному (с обычным заводнением) участкам.
При этом опытный и контрольный о&ьекты должны быть идентичны по следую-
щим показателям:
— тип коллектора;
- геолого-физическая характеристика пласта;
— геологическая неоднородность пласта;
— свойства пластовых жидкостей;
— система воздействия на пласт;
—одинаковая стадия разработки участков.
При анализе подобранных таким образом объектов сравнения необходимо
учитывать гидродинамические условия их разработки и делать соответствую-
щую корректировку на их различие и изменение.
Сравнение интересующих зависимостей производится в безразмерных вели-
чинах и ведется по следующим показателям:
— динамика отбора нефти и воды, обводненности;
— динамика нагнетания;
— пластовое и забойное давления;
— коэффициенты продуктивности и приемистости скважин;
—динамика коэффициента нефтеотдачи.
Технологический эффект от применения метода измеряется дополнительной
добычей, полученной за анализируемый период, по сравнению с разработкой
обычным заводнением.
В качестве примера приведем определение технологической эффективности
закачки ПАВ на Ромашкинском месторождении путем сравнения опытных и кон-
трольных участков (табл.П. 10.1).
Приведем исследования эффективности серной кислоты при первичном вы-
теснении из пластов горизонтов Д( и Д , по двум опытным участкам Алькеевской
площади, где при освоении под нагнетание воды скважин центрального ряда осу-
ществлена закачка серной кислоты в объеме 5,6 тыс.т. Анализ технологической
эффективности, проведенный путем сопоставления характеристик разработки
опы тных и контрольных участков, показал, что при равной текущей нефтеотдаче
обводненность добываемой продукции по опытным участкам на 19% ниже, чем
по контрольным, водонефтяной фактор также ниже. Темп разработки опытных
участков выше, чем по контрольным. По состоянию на дату анализа текущая
нефтеотдача опытных участков выше контрольных на 3,3% при одинаковом отно-
сительном отборе жидкости. Дополнительная добыча составила 764 тыс.т нефти.
640
Приложения
Таблица П.10.1.
Сопоставление опытных и контрольных участков за безводный период
эксплуатации (ср. арифм. /ср. по «залежи»)
Показатели Размер- ность Опытные участки Контрольные участки Доверительность
Количество участков шт. 6 32
Нефтенасыщенная толща м 3,36 4,50/144,01 значимо при = 0,1
Пористость Д-еД- 0,202 0,206 не значимо при = 0,1
Нефтенасыщенность Д.ед. 0,850 0,838 не значимо при = 0,1
Проницаемость мд. 545 436 не значимо при = 0,1
Продолжительность безвод- ного периода годы 2,0 1,5 не значимо
Расстояние до обводнившейся скважины м 355 590,6 значимо
Скорость прорыва воды в обводи ив шуюся скважину м/год 353 478 значимо при = 0,1
Площадь участка га 29,5 63.8 значимо
Балансовые запасы нефти тыс.т 139,1/834,8 414,1/13252,7 значимо
Добыча нефти тыс.т 31,2/187,26 64,3/2057,8
Приведенная добыча нефти % 21,1/22,4 17,4/15,5 не значимо при = 0,1
Темп отбора нефти %/год 16,5/11,2 13,2/10,3 не значимо при = 0,1
Балансовые запасы, приходя- щиеся на 1 м толщины пласта тыс. т/м 39,5/236,9 89,6/2868,6 значимо
Прирост приведенной добы- чи нефти % 3,7/6,9
Количество ПАВ т 34/205
Технологическая эффективность ПАВ т/т 151/280
Полученные результаты по технологической эффективности применения сер-
ной кислоты при первичном вытеснении подтверждаются данными исследова-
ния кернов оценочных скважин опытных участков. Па участке Ново-Елховского
месторождения в районе нагнетательной скважины 31, в которую в 1969 году
закачали 560 т концентрированной серной кислоты, в декабре 1972 г. была про-
бурена скв.31 а для отбора керна из обводненной части пласта. Скв. 31 а пробуре-
на на расстоянии 80 м от скв. 31 в створе между ней и скважиной 417, которая к
этому времени обводнилась на 95%. Отобранный керн проанализирован на оп-
ределение остаточной нефтенасыщенности. Керн исследован четырьмя незави-
симыми методами в ТатПИПИнефть и Казанском государственном университе-
те. Средний коэффициент вытеснения нефти оказался в пределах 0,73-0,81, что
выше этого параметра для Ромашкинского и Пово-Елховского месторождений
на 5-13%.
11а участке Карамалинской площади в районе нагнетательной скважины 9861,
в которую в 1971 г. закачали 850 т серной кислоты, в феврале 1979 г. пробурили
оценочную скважину 9908 на расстоянии 195 м от скважины 9861 с отбором
керна. Коэффициент вытеснения, по данным определения остаточной нефтена-
сыщенности керна, составил 0,75, что также заметно выше, чем в среднем по
Ромашкинскому месторождению.
Приложении
641
Приложение 11
МЕТОДИКА 011РЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МУН
С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКИХ
МОДЕЛЕЙ ОБЪЕКТА
Физически содержательная математическая модель процесса разрабо тки пла-
ста представляет собой систему дифференциальных уравнений, отражающих
фундаментальные законы сохранения массы, импульса, энергии, которые с наи-
большей полнотой на сегодня описывают изучаемый процесс. Система уравне-
ний дополняется начальными и граничными условиями, включающими управ-
ляющие воздействия на скважинах.
Особо следует отметить, что система уравнений с дополнительными услови-
ями описывает фильтрационный процесс в области, которая в свою очередь яв-
ляется моделью реального геологического объекта, отличающегося, как прави-
ло, сложным строением. Эту модель часто называют геолого-математической
моделью объекта разработки. Построение геолого-математической модели объек-
та разработки — самостоятельная проблема, решению которой в настоящее вре-
мя уделяется все большее внимание.
Ниже поясняется процедура использования двухмерной численной модели
фильтрации для расчета эффективности комплекса МУП.
Допустим, ч то нам известна динамика годового отбора нефти (факт.) из плас-
та или его участка, где, начиная с момента времени /= Т> О, начал применяться
тот или иной метод повышения нефтеотдачи. Требуется определить эффектив-
ность метода в интервале времени Т < t < Д. Решение задачи осуществляется
следующим образом:
1. Строится двумерная теолого-ма тематическая модель объекта разработки,
например, зонально-неоднородная с переменной толщиной. Считается, что на-
чальные поля нефте-, водо- и газонасьнценности известны.
2. Область фильтрации покрывается разностной сеткой (либо множеством
конечных элементов). Узлы се тки оцифровываются начальными значениями на-
сыщенности, давления, а также значениями геолого-физических параметров (по-
ристость, проницаемос ть, толщина). Скважины сносятся в ближайшие узлы раз-
ностной сетки.
3. На скважинах задаются удельные коэффициенты продуктивности (приеми-
стости) и коэффнциен-i ы эксплуатации.
4. В качестве управляющих воздействий на скважинах задается среднесуточ-
ный дебит всех флюидов (дебит смеси), определяемый по фактическим данным.
На нагнетательных скважинах можно задавать забойное давление.
5. Производи тся серия прогонов математической модели на интервале време-
ни [О-Т] до тех пор, пока не будет достигнуто удовле творительное согласование
расчетных и фактических кривых годового отбора нефти и воды, а в случае неф-
тегазовой залежи и газа. Это согласование может быть достигнуто за счет соот-
ветствующего подбора (идентификации) геолого-физических параметров и фун-
кций относительных фазовых проницаемое!ей модели. Данный этап расчетов
называе тся адап тацией модели но истории разработки.
642
Приложения
6. Адаптированная модель используется для прогноза базового варианта в
интервале времени Т< t < Т. В качестве управляющих воздействий на скважинах,
охваченных мероприятиями, на прогноз задаются воздействия, сложившиеся к
моменту времени t=T, т.е. до применения оцениваемого метода. Эти управляю-
щие воздействия сохраняются в интервале времени Т < t < Г. 11а остальных сква-
жинах задаются фактические режимы. Другими словами, осуществляется про-
гноз процесса разработки без применения рассматриваемого метода повыше-
ния нефтеотдачи.
Адаптированная по истории разрабозки модель может быть использована и
для прогноза технологической эффективности применяемого метода. Для этого
на период прогноза надо задать на скважинах управляющие воздействия, прису-
щие применяемому методу, например, повышенные давления нагнетания, умень-
шенные отборы жидкосз и высокообводненных скважин и т.п.
7. Вычитанием базовой прогнозной годовой добычи нефти от фактической
производится оценка технологической эффективности метода по годам в интер-
вале времени T<t<T.
Приложения
643
Приложение 12
ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МУН
МЕТОДОМ ПРЯМОГО («КРЕСТЬЯНСКОГО») СЧЕТА
Эта методика может применяться для экспрессной оценки эффекта МУН.
Суть методики заключается в следующем.
В координатах «месячная добыча неф ти — время» за нулевой отсчет времени
принимают месяц на 1-2 года раньше месяца начала воздействия МУН, т.е. в
качестве ближней предыстории берут 12—24 месяца, причем за 12-й или 24-й
месяц предыстории принимают месяц начала воздействия МУН.) 1а график на-
носят точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории
(рис.П. 12.1). Проводят вертикальную черту через месяц начала воздействия. Да-
лее определяют среднемесячную добычу нефти в период предыстории и прово-
дят равную ей горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой.
Затем период предыстории второй вертикальной чертой делят на два равных
полупериода, каждый длительностью 6-12 месяцев. Таким образом, период пре-
дыстории превратился графически в квадратную диаграмму, в которой первый
(а) и второй (б) квадраты расположены выше среднемесячной добычи нефти, а
третий (в) и четвертый (г) — ниже ее
Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использо-
вать коэффициент ассоциации Юла:
3 I г? '
а-г + бв
где а, б, в и г— количество точек в соответствующих квадрантах. Если К Юл больше
0,7, считают тренд установленным и достаточно надежным. Перебором вариантов
с четным числом месяцев предыстории от 12 до 24 определяют вариант с макси-
мальной величиной коэффициента ассоциации Юла, который берут за основу.
Далее определяют количественные показатели тренда. Для этого вычисляют
среднемесячную добычу нефти за первые и вторые 6- 12 месяцев предыстории,
графическим или расчетным путем наносят прямую тренда до пересечения с
первой вертикальной чертой (месяцем начала воздействия).
В точке пересечения определяют базовую среднемесячную добычу нефти и
из нее проводят горизонтальную (параллельную оси времени) прямую на весь
период истории. Таким образом, считают, что падение добычи нефти происхо-
дит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча
нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект
Разумеется, если динамика месячной добычи нефти в период предыстории
имеет малый разброс точек (что редко бывает для малых участков) и представля-
ет собой плавную кривую, то базовую месячную добычу нефти можно опреде-
лить графическим и расчетным путем, но, в любом случае, во избежание завы-
шения эффекта на большей части периода времени после воздействия базовая
месячная добыча нефти должна быть постоянной.
644
Приложения
По:количеству и положению точек после начала воздействия МУП относи-
тельно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляются качественный эф-
фект и его динамика. Для количественного определения эффективности вычис-
ляют среднемесячную добычу нефти от месяца начала воздействия до даты ана-
лиза, вычитают из нее базовую среднемесячную добычу и умножением па
указанное число месяцев определяют дополнительную добычу нефти и ее долю
ко всей добыче нефти после воздействия, а также удельный технологический эф-
фект (тыс.т).
Таким образом, эта методика является одним из вариантов характеристик
вытеснения, унифицированным во избежание произвола и субъективизма. Для
того, чтобы оценить, за счет чего получена дополнительная нефть — за счет ин-
тенсификации или за счет повышения нефтеотдачи, предлагается определять
фактическую среднемесячную обводненность продукции за 12—24 месяца пре-
дыстории и за период после воздействия и сопоставлять их с расчетной базовой
соредией обводненностью после воздействия МУН, используя для этого средне-
месячную добычу воды в период предыстории и истории и расчетную базовую
Среднюю добычу нефти.
Опыт применения этой методики «прямого» счета, когда используют совер-
шенно не обработанные, не преобразованные данные из эксплуатационных кар-
точек, показал, что в среднем такой подход дает величины технологического эф-
фекта, как и следовало ожидать, более низкие, чем по характеристикам вытесне-
ния, но близкие к нижнему пределу размаха их величин для статистики,
включающей 5—10 участков.
Помимо «крестьянского» счета использование динамических рядов для пря-
. мой оценки эффективности МУН иногда бывает возможным, если брать времен-
ный ряд текущего (лучше квартального) водонефтяного фактора. В любом слу-
чае динамические ряды дают дополнительную информацию, хотя чаще всего
промежуточную, рабочую, а не конечную, выходную.
В качестве примера применения прямого счета используем участок Ташли-
ярской площади Ромашкинского месторождения (пласт «а» горизонта Д1), в на-
гнетательную скважину № 7458 которого в апреле 1988 г. закачано 400 т маслора-
створимого ПАВ АФ-6 в виде водной дисперсии. Определены 8 добывающих
скважин, peai ирующих на закачку воды в скважину 7458.
В координатах «месячная добыча нефти - календарное время» за нулевой
отсчет времени принимаем месяц (4,87) на 1 год раньше месяца начала воздей-
ствия (4,88), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев, причем за 12-й
месяц предыстории принимаем месяц начала воздействия АФ-6. Па график
(см) флис. П112.1) наносим точки месячной добычи из указанных скважин по меся-
цам ДОмпносле воздействия предыстории и истории. Проводим вертикальную
прямуюточку (4,88), которая делит время на две части (до и после воздействия).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем
добычу нефти за 12 месяцев предыстории (31574 т) и среднемесячную добычу в
этот период (263111)1Пссиаддююю величину откладываем на графике в виде гори-
Приложения
645
зонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия (4,88). Затем период
предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким
образом, период предыстории превратился в квадрантную диаграмму, на кото-
рой в первом квадранте оказалось 4 точки, во втором — I точка, в третьем - 2 и в
четвертом квадранте — 5 точек (цифры в кружках на рис. П. 12.1). Отсюда коэффи-
циент ассоциации Юла равен:
КаЮл =
4-5-12
4-5 + 1-2
20-2
20 + 2
18
22
= 0,82.
Поскольку К Юл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной
добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуа-
тационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (17583 т) и
вторые 6 месяцев (13991 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную
добычу за первую половину (2931 т) и вторую половину предыстории (2332 т).
Через последние две точки и центр квадрантной диаграммы проводим наклон-
ную прямую до пересечения границы предыстории и истории (4,88 —дата нача-
ла воздействия АФ-6). В этой точке пересечения определяем базовую средне-
месячную добычу нефти (на рис.П. 12.1 — 2082 т) и из нее проводим горизон-
тальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории
(последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит
только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча
нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает техноло-
гический эффект
Рис П.12.1 Определение эффективности МУП прямым «крестьянским» счетом
646
Приложения
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно
горизонтальной базовой прямой на рис. П. 12.1 наглядно выявляется качествен-
ный эффект (в нашем примере — 24 из 26 точек расположены выше базовой
горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности АФ-6
по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после
начала воздействия на дату анализа (в этом примере с 1.05.88 по 1,07.90гг.). Она
оказалась равной 78982 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздей-
ствия оказалась равной 3038 т, или на 46% больше базовой (2082т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (3038з) базо-
вую среднемесячную добычу нефти (2082т) и умножая полученную разность на
число месяцев (в нашем примере 26), получаем величину дополнительно добы-
той нефти (24856т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздей-
ствия (31,5%), а также удельную технологическую эффективность одной тонны
закачанного АФ-6 (62,1 гыс.т).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры
в скобках на рис. П. 12.1), можно определить фактическую среднемесячную об-
водненность в эти два периода времени (в нашем примере 86,6 и 88,7%), а также,
используя расчетную базовую добычу нефти (2082т) и среднемесячную добычу
воды в период предыстории (17011т) и истории (23950т), сопоставить с расчетной
базовой средней обводненностью, равной в нашем примере 89,1 и 92,0%
Приложении
647
Приложение 13
ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕСТАЦИОНАРНОГО
ЗАВОДНЕНИЯ С ИЗМЕНЕНИЕМ НАПРАВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ
ПОТОКОВ ЖИДКОСТИ В ПЛАСТЕ
В случае, когда нестационарное заводнение (ПЗ) применяется после достаточ-
но длительного этапа внедрения стационарного заводнения, оценка эффекта 113
успешно может осуществляться за счет использования характеристик вытеснения.
Определение эффекта в этом случае не представляет больших затруднений.
Однако эффективнос ть НЗ тем выше, чем на более ранней стадии оно приме-
няется. Поэтому зачастую метод ПЗ применяется с самого начала освоения на-
гнетательных скважин. Вот почему определение эффективности данного метода
является более сложной задачей. В этом случае можно использовать метод сопо-
ставления с эталоном. Поясним это на примере разработки залежей бобриковс-
кого горизонта Ромашкинского месторождения (залежи 12 ПГДУ «Сулеевнефть»,
эксплуатируемой с самого начала разработки с применением НЗ, и залежи 12
ПГДУ «Джалильнефть», разрабатываемой при стационарном заводнении).
Па залежи 12 НГДУ «Сулеевнефть» промышленно-нефтеносными являются
терригенные отложения бобриковского горизонта, представленные практически
одним пластом (К = 1,4). Средняя нефтенасыщенная толщина продуктивного
пласта составляет 4,75 м, пористость — 22,7%, коэффициент проницаемости -
0,969 мкм2, вязкость пластовой нефти —25,8 мПа с. Начальное пластовое давление
равно 11,0 МПа, давление насыщения-5,4 МПа
Объект разрабатывается с поддержанием пластового давления при сочегании
внутри контурного очагового и законтурного заводнения. Режим воздействия
циклический с переменой направления фильтрационных потоков. Для закачки
используется сточная вода при устьевом давлении нагнетательных скважин 8,0
МПа. Продолжительность полуциклов закачки составляет 10-30 суток, т.е. пол-
ный цикл длится от 20 суток до 2 месяцев. Отдельные нагнетательные скважины
останавливаются на длительное время (до года) и вводятся в работу исходя из
текущего состояния пластового давления в зоне отбора.
Компенсация отбора жидкости закачкой воды за последние 8 лет разработки
залежи поддерживается на уровне 60%. При этом текущее пластовое давление в
отдельные годы по сравнению с первоначальным снизилось на 1,7—2,6 МПа и
держится на уровне 8,7-9,2 МПа. Довольно высокое значение текущего пласто-
вого давления при сравнительно малой компенсации отбора жидкости закачкой
объясняется оптимальным сочетанием внутриконтурного циклического завод-
нения с естественной энергией законтурной области пласта.
Метод циклическо! о воздейст вия внедряется на залежи с начала разработки.
Поэтому оценка технологического эффекта от применения данного мероприя-
тия основывается на сопоставлении фактических результатов разработки этой
залежи с залежью 12 НГДУ «Джалильнефть», которая практически идентична
исследуемой залежи как по геолого-физическим свойствам, гак и по условиям
разработки (кроме плотности сетки скважин и режима заводнения).
648
Приложения
Сопоставление показателей по залежам приведено в табл.П. 13.1, а графические
результаты на рис. П. 13.1. Прирост конечной нефтеотдачи за счет внедрения цикли-
ческого заводнения на залежи 12 НГДУ «Сулеевнефть» составляет 9,1 пункта.
При невозможности применения метода оценки эффективности путем сопо-
ставления с эталоном можно использовать для этих целей методику Сиб11ИИ1Ш.
Таблица П.13.1
Показатели Залежь №12 НГДУ «Сулеевнефть» Залежь №12 НГДУ «Джалильнефть»
Балансовые запасы нефти, тыс.т 53138 33189
Вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти при г = 0,29, тыс. т 16317 8533
Текущий коэффициент нефтеотдачи 0,307 0,257
Плотность сетки, га/скв. 27,4 18,8
Коэффициент нефтеотдачи при плотности сетки S[ = 27,4 га/скв. 0,307 0,216
Прирост коэффициента нефтеотдачи за счет нестационарного воздействия 0,091
Методика использует аналитическую зависимость величины насыщенности
от координат и объема добытой жидкости:
I бж )
где Z насыщенность подвижной нефтью за фронтом вытеснения; Г — дренируе-
мый объем порового пространства; - отношение вязкостей нефти и воды; —
объем добытой жидкости; С, X — фильтрационные параметры, комплексно отра-
жающие пластовые условия процесса вытеснения.
Параметры уравнения до применения нестационарного заводнения опреде-
ляются по трем точкам водного периода.
По формуле:
£н2~£н1
ен3-ен2
Z
6ж2 | _j
1&K1J
।_I С?ж2 I
<бжЗ J
методом итерации однозначно рассчитывается X, при условии
lq^= IqQa
2н1 2жЗ
Приложения
649
Дренируемый поровый объем вычисляется по формуле:
к _&,3&ж3-&,.6ж1
" кв(е'3-^,) ’
где Ки - коэффициент вытеснения.
Тогда комплексный параметр Ср0 рассчитывается извыражения
Сц _ KB(x+i)(gH3-gH1)i/x еж1еж3
и.
При условии совпадения фактических и расчетных показателейдо внедрения
циклического заводнения ведется дальнейший расчет накопленной добычи не-
фти и обводненности в период применения метода при фактической добыче
жидкости по формулам;
7
бпр = Кв “ ‘ >
А + 1
Сцо (X +1)
Эффективность НЗ можно рассчитывать по методике ТатНИПИнефть. Суть
ее состоит в построении графической зависимости
9н = |(2н)-
Годовая добыча нефти определяется по формуле:
* <3H-No
K3-Na-N„-Ap'
где No - общий фонд пробуренных скважин; К — коэффициент эксплуатации сцда-
жин; N и N" - соответственно число добывающих и нагнетательных скважин..
Рис. П.13.1. Зависимость коэффициента,
нефтеотдачи К от безразмерного времени I. Зэд|ежь
1 - 12 НГДУ «Сулеевнефть», 2 12 ПГДО/
«Джалильнефть». Кно = QJQ6, t = JQ6nl, где QK,
- накопленная добыча нефти и балансовые запасы
в поверхностных условиях, Q , Ог
накопленная добыча жидкости и бала н сов ы^зап асы
в пластовых условиях
650
Приложения
Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов нефти определяется:
где Qk - накопленная добыча нефти, Qo — начальные извлекаемые запасы нефти.
Если по фактическим данным разработки эксплуатационного объекта пост-
роить график зависимости qH = рис. П.13.2, то при прямолинейном его
характере можно определить величину потенциальных извлекаемых запасов
нефти и, следовательно, коэффициента нефтеотдачи. Это достигается экстрапо-
ляцией прямолинейных участков рассматриваемых графических зависимостей
до пересечения с осью абсцисс Q„.
Рис. П. 13.2. Зависимость годовой добычи нефти от доли отбора нефти
от начальных извлекаемых запасов
Оценка увеличения нефтеотдачи за счет внедрения различных модификаций
нестационарного заводнения осуществляется по следующей формуле:
дкин=кин2-кве5- к-
где ЛК - прирост коэффициента нефтеотдачи за счет внедрения нестационарно-
го заводнения; К Кин1 - соответственно коэффициент нефтеотдачи к моменту
внедрения и перехода к различным технологиям нестационарного заводнения;
Кв — коэффициент вытеснения; S2 — соответственно плотность сетки скважин к
моменту внедрения и перехода к различным технологиям нестационарного за-
воднения.
Согласно расчетам, для бобриковской залежи Ильмовского участка ЛКин = 0,12
(табл. П.13.2). Полученная величина прироста коэффициента нефтеотдачи закла-
дывается в основу расчетов по определению динамики дополнительной добычи
нефти по годам от применения нестационарного заводнения.
Динамика дополнительной добычи за счет внедрения исследуемого меропри-
ятия определяется из выражения:
Приложения
651
Таблица П.13.2
Дополнительная добыча нефти за счет циклического заводнения бобриковской залежи Ильмовского месторождения
тыс т.; Qiihi-2906 тыс.т.; S — 8371 тыс.м2; Q3 -1744тыс.т.; Q -666,6тыс.т.; S,-135 тыс.м2/скв.
652
Приложения
М<7ц 7‘/+1)=М^М4С/е"1 -i)<7fc« -е.' -°Х ’)).
где q', q'1' - расчетная годовая добыча нефти при стационарном заводнении за
Лй и (1 + 1 )-й годы; д'ц и q'^] — фактическая годовая добыча нефти при цикличес-
ком заводнении за Лй и (/+ 1)-й годы; Q'o+l и (2”1 - начальные извлекаемые запасы
нефти при стационарном и циклическом заводнении за (/+ 1)-й год; £>' - фак ти-
ческая накопленная добыча нефти за Лй год.
Тогда прирост добычи нефти в (/+ 1) году составит:
л „1+1 л„'+1 „Z+1
=а<7ц -Q
Таким образом, коэффициент нефтеизвлечения при нестационарном завод-
нении составит 0,198. Исходные параметры и дополнительная добыча нефти за
счет циклического заводнения приведены в таблице IT 13.2.
Определение времени цикла. Время закачки воды и отбора жидкости опреде-
ляется с учетом соотношения фильтрационных сопротивлений нагнетательной и
добывающих скважин, получающих влияние от закачки:
М„К'-5’
1 де /, и tn — продолжительность периода закачки и отбора; цн, ц() - вязкость соот-
ветственно пластовой нефти и закачиваемой воды; т — соотношение добываю-
щих и нагнетательных скважин; Кп — коэффициент вытеснения.
Для Ильмовского месторождения расчетное время закачки равно 12,6 суток.
Фактическая продолжительность закачки воды в пласт составила от 6,7 суток в
1991г. до 16,3 суток в 2001г.
Приложения
653
Приложение 14
О11РЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ОТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
1Ю ОБЩЕОТРАСЛЕВОЙ МЕТОДИКЕ
Покажем методику на примере опытного участка гипотетического место-
рождения состоящего из семи эксплуатационных скважин, разрабатываемых на
режиме истощения. Па скважине 13, расположенной в центре опы тного участка,
в IV квартале 1989 г. проведен гидравлический разрыв пласта.
Оценка технологического эффекта выполнялась путем сравнения фактичес-
ких данных с базовыми. Базовый вариан т рассчитан с использованием обобщен-
ной характеристики вытеснения нефти водой, которая может быть записана в
виде:
w=b
Коэффициенты, входящие в обобщенную характерно! ику вытеснения «£?,»,
«£) » и «В», получены в результате математической обработки исходной инфор-
мации (методом наименьших квадратов), предшествующей проведению ГРП.
С использованием обобщенной характеристики вытеснения проведены рас-
четы для единичной скважины 13, находящейся в центре опытного учас тка, и в
целом по группе из семи скважин участка.
Исходная информация и результаты расчетов предс тавлены в таблицах П. 14.1,
П. 14.2 и на рисунках П. 14.1 иП. 14.2.
Можно констатировать, что в результате проведенного на скв. 13 ГРП получен
положительный эффект в размере 7,21 тыс.т дополнительной нефти за время
после проведения гидравлического разрыва пласта (2 года).
В то же время, как это видно из рис. П. 14.1 и П. 14.2, ГРП, проведенный в скв. 13,
на момент анализа практически не вызвал никаких изменений в работе окружаю-
щих скважин.
Рис 11.14.1. Зависимость фактической (Q)
и расчетной (£> ) накопленной добычи
нефти до и после проведения на скважине
ГРП
Рис. П.14 2. Зависимость фактической
(£?,) и расчетной (Унр) накопленной
добычи нефти до и после проведения на
скважине ГРП па опытном участке
654
Приложения
Приложения
655
Таблица П.14.1.
Фактические и расчетные показатели работы скважины 13
до и после гидроразрыва пласта
Таблица 11.14.2
Фактические и расчетные показатели работы скважин опытного участка
до и после гидроразрыва пласта
Q„=-8.2373, Q = 12.5268,/> = -0.244
Для расчета коэффициентов использован период 3.85-4.89
(7=66,7783, £=74,1285,/>=-0,4186
Для расчета коэффициентов использован период 3,85^1,89
№ п/п Время Q„ Q* QkP
1 3.83 0.2 0.2 0.31
2 4.83 0.79 0.79 1.12
3 1.84 1.86 1.86 2.42
4 2.84 3.29 3.29 3.97
5 3.84 4.75 4.75 5.44
6 4.84 7.45 7.45 7.99
7 1.85 10.10 10.10 10.39
8 2.85 12.68 12.74 12.71
9 3.85 15.28 15.72 15.28
10 4.85 18.01 19.00 18.07
11 1.86 21.02 22.62 21.11
12 2.86 23.82 25.98 23.91
13 3.86 26.30 28.96 26.38
14 4.86 28.88 32.06 28.94
15 1.87 31.58 35.31 31.62
16 2.87 34.40 38.70 34.40
17 3.87 37.16 42.00 37.09
18 4.87 39.91 45.31 39.80
19 1.88 43.11 49. 15 42.93
20 2.88 46.19 52.84 45.93
21 3.88 49.41 56.70 49.07
22 4.88 53.13 61.17 52.69
23 1.89 56.65 66.28 56.84
24 2.89 59.13 69.50 59.45
25 3.89 61.35 72.17 61.61
26 4.89 63.57 74.83 63.76
27 1.90 66.65 78.45 66.69
28 2.90 70.82 81.65 69.28
29 3.90 75.10 84.57 71.64
30 4.90 79.39 87.88 74.31
31 1.91 83.67 90.99 76.82
32 2.91 87.94 94.70 79.82
33 3.91 90.21 98.66 83.01
34 4.91 92.48 101.46 85.27
№ п/п Время Q« Q« Q™>
1 3.83 8.7 8.7 69.2
2 4.83 12.8 12.8 69.3
3 1.84 20.0 20.0 69.5
4 2.84 26.4 26.4 69.7
5 3.84 34.2 34.2 70.1
6 4.84 42.3 42.3 70.5
7 1.85 50.0 50.0 71.1
8 2.85 57.8 57.8 71.8
9 3.85 65.6 66.2 72.8
10 4.85 73.7 75.4 74.4
11 1.86 78.1 82.6 76.0
12 2.86 82.1 91.0 78.6
13 3.86 86.6 105.2 84.5
14 4.86 93.8 123.2 94.3
15 1.87 102,9 141.6 105.7
16 2.87 111.3 151.1 111.9
17 3.87 120.4 162.3 119.3
18 4.87 129.5 173.2 126.7
19 1.88 137.9 184.0 134.0
20 2.88 145.2 195.4 141.8
21 188 150.4 207.2 149.4
22 4.88 155.6 218.8 158.0
23 1.89 161.7 229.3 165.2
24 2.89 169.2 237.3 170.8
25 3.89 176,9 245.4 176.4
26 4.89 182.8 254.7 182.9
27 1.90 188.2 263.1 188.8
28 2.90 195.2 271.5 194.6
29 3.90 200.4 275.9 197.7
30 4.90 208.3 295.8 204.6
31 1.91 218.6 297.6 212.9
32 2.91 228.5 308.4 220.5
33 3.91 235.9 320.0 228.6
34 4.91 243.6 331.3 236.5
656
Приложения
Приложение 15
МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ (ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ
НЕФ ТИ) ОТ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАС ТОВ (ГРП)
ПО СКВАЖИНАМ ОАО «ТАТНЕФТЬ» (МЕТОДИКА ОАО «ТАТНЕФТЬ»)
На опыте удостоверено.
Роджер Бэкон
ГРП на добывающих скважинах
15 Л. Количество дополнительно добытой нефти за расчетный период от проведе-
ния гидравлического разрыва пластов (ГРП) в скважине определяют по формуле:
деи=еф-е„ (15.1)
где (7ф, £?т,_ величины фактической и теоретической добычи нефти за расчетный
период, т.
15.2. При безводной добыче нефти (обводненность скважины не более 5%),
выразив добычу нефти через коэффициент продуктивности скважины по нефти,
для случая постоянной депрессии на пласт имеем:
NQk = (K2 /5P-K} /5P)-Та = (К2-Ку Та-ЬР, (15.2)
где а — поправочный коэффициент, учитывающий соответствие дополнительной
добычи нефти выработке извлекаемых запасов нефти, доли ед.; Kv К, — коэффи-
циенты продуктивности скважины по нефти до и после проведения ГРП, т/сут,
МПа; Т- фактическое отработанное время за расчетный период (месяц, квартал,
год) после ГРП с дебитом:
9 = Х?2 • АР, сут, (15.3)
АР — депрессия на пласт, рассчитываемая по формуле:
ЛР = Р — Р ,МПа.
пл габ’
Преобразовав уравнение (2) с учетом АР = q / К2, имеем:
Ае„=((^2-^1)'7’а)'4- = ^"-'7Ж (15.4)
А 2 Л2
15.3. При добыче обводненной нефти формула (15.4) имеет следующий вид:
Та
(15.5)
где К2, Hi - коэффициенты продуктивности скважины по жидкости до и после
проведения ГРП (т/сут, МПа); qx—дебит жидкости после ГРП, м3/сут; В, —объем-
ная доля воды в добываемой жидкости, доли ед.; Р - плотность нефти, кг/м3.
Приложения
657
Таким образом, окончательная формула для расчета дополнительной добычи
нефти будет:
= бф-а- (15-6)
Л 2
15.4. Величины/^, К],К,,К2 определяются по данным гидродинамических
исследований снятием кривых восстановления давления (уровня) или индикатор-
ных кривых после обработки кривых по действующим методикам.
При проведении гидроразрыва ранее не эксплуатировавшихся пластов или
невозможности снятия КВД допускается определение величины К, К2 по дан-
ным промыслово-геофизических исследований (обработав результаты исследо-
ваний по существующей в объединении «Татнефть» методике), по средним зна-
чениям продуктивности окружающих скважин или по проектным документам.
Величина определяется за отчетный период поданным геолого-промыс-
лового анализа на основании результатов измерения дебита жидкости, обводнен-
ности продукции, плотности нефти с учетом времени, отработанного скважи-
ной, и отражается в месячных геологических отчетах и эксплуатационных кар-
точках скважин.
Величина а за первые три года устанавливается равной 1, в дальнейшем уточ-
няется при анализе эффективности ГРП.
Один раз в 3 года после ГРП и начала эксплуатации скважины анализируются и
уточняются величины технологической эффективности (дополнительной добычи
нефти), коэффициента а по отдельным скважинам, объектам разработки, участ-
кам или пластам с учетом состояния прироста и выработки извлекаемых запасов
нефти, изменения характеристик вытеснения. При этом объем дополнительной
добычи нефти за предыдущие годы не корректируется (не подлежит изменению).
Темпы падения базовой кривой добычи нефти будут рассматриваться по ско-
рости падения дебитов конкретной скважины до проведения на ней работ по
стимуляции по кривым падения дебитов нефти.
ГРП на нагнетательных скважинах
15.1. Количество дополнительно закачанной воды за расчетный период от про-
ведения ГРП в данной нагнетательной скважине определяют по формуле:
ден=^^-Р-аак, а)
Л2
где Q,:t! — фактический объем закачки воды за расчетный период по данной сква-
жине, м3; Р —поправочный коэффициент, учитывающий взаимовлияние нагнета-
тельных скважин, соответствие эксплуатационных параметров и гидродинами-
ческого состояния в анализируемом участке до и после ГРП, доли ед.; К}, К2 —
коэффициенты продуктивности нагнетательной скважины до и после проведе-
ния ГРП, м3/сут МПа.
658
Приложения
15.2. Количество дополнительной добычи нефти за счет ГРП нагнетательной
скважины по формуле:
А£?,. = А£? К а, (2)
где К ж - коэффициент эффективности закачки воды по данному участку разра-
бот ки, доли ед.
- определяется но прилагаемому графику П.15.1 или по уравнению.
К
£2зак
(3)
1 ле Qu ~ фактический объем добычи нефти с добывающих скважин данного уча-
стка разработки с заводнением, имеющих гидродинамическую связь с нагнета-
тельной скважиной, в которой произвели ГРП, т; {^-фактический объем закач-
ки воды в данную нагнетательную скважину, м3; а-поправочный коэффициент,
учитывающий эффективность закачки, состояние отборов нефти и воды по дан-
ному участку разработки, соответствие дополнительной добычи нефти выработ-
ке запасов нефти с учетом, доли ед.
Рис. II I5.I. Зависимость коэффициента закачки воды К кпри ГРП
от содержания воды в продукции участка
Приложения
659
15.3. Величины коэффициентов а, 0 на первый год эксплуатации скважины
после ГРП устанавливаются равными единице, в дальнейшем уточняются при
авторском надзоре.
15.4. Добывающим скважинам, имеющим гидродинамическую связь с дан-
ной нагнетательной скважиной и обводненность более 70%, эффективность за-
качки оценивается и, при необходимости, величина дополнительно добытой не-
фти, рассчитанная по уравнению (2), корректируется один раз в квартал по харак-
теристикам вытеснения.
15.5. Величины К2 определяются поданным гидродинамических исследо-
ваний снятием кривых восстановления давления или индикаторных кривых после
обработки кривых по принятым методикам.
При проведении ГРП, ранее не эксплуатирующихся, или невозможности про-
ведения гидродинамических исследований допускается определение величины
К по данным промыслово-геофизических исследований по существующим ме-
тодикам, по средним значениям продуктивности окружающих скважин или по
проектным документам.
15.6. Величина Q определяется за отчетный период по данным геолого-про-
мыслового анализа на основании измерения приемистости с учетом времени,
отработанного скважиной, и отражается в месячных геологических отчетах и
эксплуатационных карточках скважины.
15.7. Один раз в 3 года после ГРП и начала эксплуатации скважины анализиру-
ются и уточняются величины технологической эффективности (дополнительной
добычи нефти), коэффициенты К а, 0 по отдельным скважинам, объектам
разработки, участкам или пластам с учетом состояния прироста и выработки
извлекаемых запасов нефти.
При этом объем дополнительно добытой нефти за предыдущие годы не кор-
ректируется (не подлежит изменению).
15.8. Один раз в 1-1,5 года проводится анализ эффективности ГРП в порядке
проведения авторского надзора за ходом реализации проекта ГРП и при необхо-
димости уточняются проектные показатели, коэффициенты Кзак, а, 0.
660
Приложении
Приложение 16
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПО МЕТОДИКЕ ВНИИНЕФТЬ
Определение технологической эффективности разработки продуктивного пла-
ста с помощью горизонтальных скважин покажем на примере участка одного из
месторождений Западной Сибири*.
Участок расположен в зоне залегания запасов нефти категории С( пласта Ю,,
обладающего низкими фильтрационными характеристиками, небольшими эф-
фективными толщинами. Па участке площадью 625 га пласт имеет выдержанное
строение, в разрезе выделяется два прослоя примерно одинаковой эффективной
толщины - 4-5м каждый, причем иногда один из прослоев разделяется еще и
глинистыми прослоями. Разделы между пропластками часто отсутствуют, про-
слои сливаются, иными словами, эксплуатационный объект представляет собой
в значительной степени монолитный пласт с разделами в виде глинистых линз
различного размера по площади и небольшими по толщине 1м и менее. Пласт
залегает надостаточно большой глубине, содержит нефть малой вязкости, имеет-
ся значительный «запас» между пластовым давлением и давлением насыщения —
около 17 МПа.
В связи с относительно низкой продуктивностью скважин и малыми значени-
ями проницаемости участок разрабатывается горизонтальными скважинами. Схе-
ма размещения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин линей-
ная, с расстоянием между скважинами 500м, между рядами нагнетательных и
добывающих скважин - также 500 м. 11а площади участка расположено 13 сква-
жин (расчетное количество скважин — 8), из них 4 скважины нагнетательные (см
рис.П.16.1).
«Фактически» ввод скважин в эксплуатацию на участке проводился в течение
двух лет, а начиная с третьего года разработки все четыре нагнетательные скважи-
ны были переведены под закачку воды, т.е. первые два года разработка пласта
осуществлялась на естественном упругом режиме с учетом наличия вокруг учас-
тка нефтенасыщенной зоны Длина горизонтального участка ствола скважины —
500 м В качестве базового варианта приняты показатели разработки участка с
помощью вертикальных скважин, расположенных по площадной обращенной
девятиточечной схеме (рис. П.16.1). Граничные условия на скважинах такие же,
как и при разработке пласта горизонтальными скважинами. Всего на участке
размещено 25 скважин (16 расчетных скважин) с расстоянием между ними 500м.
Плотность сетки 25 га/скв Заметим, что при применении горизонтальных сква-
* В связи с отсутствием реализованных систем разработки с помощью горизонтальных
скважин при заводнении па нефтяных месторождениях страны, за «фактические» приняты
расчетные показатели разработки участка, полученные при моделировании процесса извле-
чения нефти с использованием современных программ и ЭВМ.
Приложения
661
жин расчетная плотность сетки составит 50 га/скв. (400 га: 8 скв.= 50 ra/скв.), хотя
расстояние между стволами скважин не в^евысит 500 м (рис. П.16.1).
Сопоставление «фактических» показателей разработки участка горизонталь-
ными скважинами с показателями базового варианта (вертикальные скважины)
показывает неоспоримое преимущество использования горизонтальных сква-
жин при разработке низкопроницаемых пластов относительно небольшой эф-
фективной толщины (до 10 м). Требуется бурение примерно вдвое меньше сква-
жин по сравнению с базовым вариантом при обеспечении практически той же
плотности сетки скважин. За период эксплуатации на естественном режиме
(первые два года закачка воды не ведется в обоих случаях) при использовании
горизонтальных скважин накопленная добыча нефти в 2,5 раза больше, чем по
базовому варианту. Среднесуточный дебит жидкости горизонтальной скважи-
ны в 4-5 раз выше, чем вертикальной, а приемистость нагнетательных скважин
отличается примерно в 2,5 раза.
р--------о--------о--------о---------
с Ь □ о □ ф
а) 1 1 i о о О ф
i 1 ? □ о □ ф
( L о___. о . ____О ф
Рис. П.16.1. Схема размещения вертикальных и горизонтальных скважин
За первые 1 Олег эксплуатации при разработке горизонтальными скважинами
технологическая эффективность процесса извлечения нефти существенно выше,
чем но базовому варианту (использование вертикальных скважин).
Сопоставление некоторых показателей разработки, полученных «фактичес-
ки» и по базовому варианту, приведено в таблице П. 16.1.
662
Приложения
Таблица П.16.1
Сопоставление «фактических» (ГС) показателей разработки с показателями по базовому варианту (ВС)
С:
Приложения
663
Приложение 17
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
(ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ) ЗА СЧЕТ БУРЕНИЯ
ГОРИЗОН ТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (МЕТОДИКА ОАО «ТАТНЕФТЬ»)
Количественная оценка технологической эффективности
(дополнительной добычи нефти) ГС по добывающим скважинам
17. 1. Количество дополнительно добытой нефти за расчетный период за счет
бурения горизонтального ствола (скважины) по продуктивному пласту опреде-
ляется по формуле:
= 07.1)
где g -величина фактически добытой нефти по скважине за расчетный период,
г; Q - величина теоретической (предполагаемой) добычи нефти по скважине за
расчетный период при отсутствии горизонтального ствола по продуктивному
пласту, т.
17.2. Выразив добычу нефти через коэффициенты продукт ивности скважины,
имеем:
Д0н = (К.-ДР-Г-Р~Кн-ДР-7)- Р = (К- К)-ДР-Т- £, (17.2)
где К , Кв - коэффициент продукт ивности скважины, соответственно с горизон-
тальным и вертикальным стволом, т/сут, мПа; р — поправочный коэффициент,
учитывающий соответствие дополнительной добычи нефти выработке извлекае-
мых запасов нефти, доли ед.; ДР-депрессия на кровле пласта, мПа; Г-фактичес-
ки отработанное время за расчетный период, сут.
Учитывая, что
ДР = т//К, (17.3)
где q — дебит скважины с горизонтальным стволом (т/сут), получим:
Ден=(Кг-Кв) = -^рР (17.4)
К
С учетом Qf=qTокончательно:
К —К
^реф. (17.5)
17.3. Величина Кг определяется поданным гидродинамических исследований
путем снятия кривой восстановления давления (уровня) индикаторной кривой
или другими методами после соответствующей обработки результатов исследо-
ваний кривых по общепринятым методикам.
17.4. ВеличинаКг определяется поданным промыслово-геофизических ис-
следований окружающих скважин, либо, при невозможности, по проектным до-
кументам по данному пласту или объекту разработки.
664
Приложения
17.5. Величина Рф определяется по данным геолого-промыслового анализа на
основании результатов измерения дебита жидкости, обводненности продукции,
плозности нефти и отражается в месячных 1оологических отчетах, в эксплуатаци-
онных карточках скважин.
17.6. Величина р на первые 2 года устанавливается равной 1, в дальнейшем
уточняется при авторском надзоре.
17.1. Количество дополнительной закачки воды рассчитывают аналогично
П. 17.2, т.е.:
(17.6)
Кг
где Ар - объем закачки воды за расчетный период, м’.
17.2. Но добывающим скважинам, имеющим гидродинамическую связь с
нагнетательной скважиной и обводненность более 70%, оценивается эффектив-
ность закачки но характеристикам вытеснения вида:
(|77)
где р 0„ - текущие значения накопленной добычи соответственно нефти и воды
в пластовых условиях.
17.3. Количество дополнительно добытой нефти за счет бурения и освоения под
нагнетание воды горизонтального ствола (скважины) рассчитывают по формуле:
АР -ДР К , (17.8)
где К и — коэффициент эффективности закачки поданному участку разработки с
нагнетательной скважиной с горизонтальным стволом, доли ед., определяется по
номограмме П. 12.1.
где р - фактический объем добычи нефти с добывающих скважин данного уча-
стка разработки, имеющих гидродинамическую связь с нагнетательной горизон-
тальной скважиной, т; р в-фактический объем закачки воды в нагнетательную
скважину с горизонтальным стволом данного участка разработки, м5; а —попра-
вочный коэффициент, учитывающий эффективность закачки воды, состояние
отборов неф гп и воды ио данному участку разработки, доли ед.
17.4. Величина ос на первые 2 года устанавливается равной 1, в дальнейшем
уточняется при авторском надзоре.
Приложения
665
17.5. Раз в 5 лет после бурения и начала эксплуатации горизонтальных сква-
жин анализируются и уточняются величины технологической эффективности
(дополнительной добычи нефти) по отдельным скважинам, объектам разработ-
ки, участкам или пластам с учетом состояния прироста и выработки извлекае-
мых запасов нефти.
17.6. Раз в 2 года проводится анализ эффективности горизонтального бурения
в порядке проведения авторского надзора за ходом реализации проекта горизон-
тального бурения и при необходимости уточняются проектные показатели, ко-
эффициенты а, р.
Эффективность от бурения горизонтальных скважин определяется как при-
рост добычи нефти по сравнению с базовой, рассчитываемой по окружающим
вертикальным скважинам с учетом падения дебита во времени.
Эффективность от бурения горизонтальных стволов из старых скважин рас-
считывается по приросту дебита неф™ по сравнению с дебитом нефти основно-
го ствола с учетом его падения.
Эффективность от мероприятий по интенсификации добычи нефти, прово-
димых в горизонтальных скважинах (стволах), включается в эффективность от
горизонтального бурения.
Расчет технологической эффективности (дополнительной добычи нефти) го-
ризонтального бурения покажем на примере Абдрахмановской площади.
Добывающая скважина № 8902д с горизонтальным стволом по пласту «б3».
Исходные данные.
По результатам гидродинамических исследований окружающих скважин по
пласту «б » коэффициент продуктивности составляет Кв = 0,01 т/сут мПа.
По результатам гидродинамических исследований скважины 8902д с горизон-
тальным стволом в результате обработки получена величина коэффициента про-
дуктивности К = 0,126 т/сут мПа.
Ввиду отсутствия выработки запасов нефти пласта «б3» до бурения горизон-
тальной скважины вся нефть, добытая скважиной 8902д, считается дополнитель-
ной (коэффициент В-1).
Фак тическая добыча нефти по скважине 8902д за расчетный период составля-
ет 674т.
Тогда объем дополнительной добычи неф ти составит:
Кг-Кв „ п 0,126-0,01
Кг ф 0,126
-1-674 = 621т.
Нагнетательная скважина 8902н с горизонтальным стволом по пласту «в».
Первые два года эксплуатации данного участка.
Исходные данные: К = 1,0 м3/сут мПа; К = 12,6 м3/сут мПа; В = 1,0; L = 1,0;
О = 6700 м3; О =450т;‘
-‘-'зак ’ *-'Н
TZ _ __
14 зак
Qn
QsaK
450
6700
•1=0,067164,
666
Приложения
Л&ак = Кб в ' Сзак = 1,0 1 • 6700 = 6168 М3,
Кг зак 12,6
ДО =Д0 К =6168 0,067164 = 414т.
•*—11 •‘-так зак 7
С данного учас тка добывается обводненная закачиваемой водой нефть.
Исходные данные:
К = 1,0 м3/сут. мПа; К = 12,6 м3/сут. мПа; В = 1,0; L = 1,0; =6700 м3; Qu=450 т;
О = 6000 м5 = 6300 т.
*--в
Обводненность добываемой продукции весовая 93,3 %, тогда:
к .бзак-бв 6700-6000 155
" а 450
Согласно 1 рафику перевода объемов закачиваемой воды на добычу нефти
(см. рис. П. 15.1) при Кп= 1,55 и обводненности 93,3% имеем Кк=0,07 поданному
участку
Q = Кг Кв -в-g = 12,6-1,0 1 6700 = 6168м
Кг зак 12,6
О =ЛО к =6168-0,07=432т.
н зак зак
Приложения
667
Приложение 18
РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОДНОВРЕМЕННО
ПРОВОДИМЫХ МУН (С РАЗДЕЛЕНИЕМ ОБЩЕГО ЭФФЕКТА)
18.1. Порядок расчета технологического эффекта конкретного вида МУН
18.1.1. При заданном общем эффекте одновременно проведенных п (число
одновременно проводимых) видов МУН за период Тэффек т от применения каж-
дого вида МУН Э т, вычисляют по формуле:
(18.1)
где Э - общий эффект <</»-го вида МУН по всем скважинам; ЭоСщ-общий эффект
от применения всех видов МУН, т; Д,—доля «/»-го вида МУН в общем эффекте
18.1.1.(1). Долю «у»-го вида МУН в общем эффекте Д, вычисляют по формуле:
(18.2)
где Д(. — доля <</'»-го вида МУН в общем эффекте; Э® - базовый эффект от приме-
нения <</»-го вида МУП по всем скважинам, т; Т - продолжительность фактичес-
кого эффекта «у»-го вида МУН, мес.; п — число одновременно проводимых ви-
дов МУН.
Tj = Т, если Т < Tj (формула 18.4)
Т} = Tf, если Т > Tj,
Tj - продолжительность базового эффекта <у»-го вида МУН, мес.
18.1.1.(2). Продолжительность базового эффекта «у'»-го вида МУН Т&, мес,
вычисляют по формуле:
(18.3)
где 77.— продолжительность «у»-го вида МУН по «;»-ой скважине, мес; и — число
скважин, по которым проведен «/»-ый вид МУН; Tj — продолжительность базо-
вого эффекта <</»-го вида МУН, мес.
18.1.1 .(3). Базовый эффект от применения «у»-го вида МУН по всем скважи-
нам Э®, Т вычисляют по формуле-
668
Приложения
, (18.4)
nj
где Эу - базовый эффект от применения «у»-го вида МУН по всем скважинам, т;
Э(у - среднемесячный эффект от <</»-го вида МУН для всех проведенных с начала
разработки обработок (скважин), т; п — число скважин, по которым проведен
«У»-ый вид МУ 11.
18.1.1 .(4). Среднемесячный эффект <</»-го вида МУН Э^, т, вычисляю! по фор-
муле:
(18.5)
У
где Э,; — эффект от применения «у»-го вида МУП но «/»-ой скважине, т; Г. -
продолжительность «у»-го вида МУ11 по «/»-ой скважине.
Для таких видов МУН, как закачка полимеров, определяют среднемесячный
эффект на 1 т закачанного реагента, который вычисляют по формуле:
где К - масса реагента <</»-го вида МУ11, закачанного в «/»-ю скважину, т.
Для более обоснованного расчета эффекта видов МУП необходимо выби-
рать скважины, по которым общий эффект на момент проведения расчетов уже
закончен. В противном случае эти расчеты следует' повторять для корректировки
значения Т..
Приложения
664
Приложение 19
ФОРМЫ ОПЕРАТИВНОЙ ОТЧЕТНОСТИ
IIO ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ ЗА СЧЕТ МУН
По результатам определения дополнительной добычи неф ти за счет МУ11 со-
ставляется отчетность:
• месячная;
• годовая или за определенный период.
В результате составляется месячный отчет (см. табл. П. 19.1).
Затем эти данные но дополнительной добыче обобщаются в виде годовых
(или за несколько лет) таблиц, в том числе:
— по нефтяным компаниям (табл. П.19.2);
- по нефтяным компаниям по категории скважин (табл. II. 19.3);
- по категориям скважин, группе методов, технологиям (табл. П. 19.4);
- по категориям скважин, горизонту, группе методов, технологиям (табл.
Г1.19.5);
- по категориям скважин, объектам разработки, группе методов (табл. П. 19.6);
- по категориям скважин, группе методов, горизонту, технологиям (табл.
П.19.7);
- по категориям скважин, группе методов, объектам разработки, технологи-
ям (табл. П. 19.8);
- по категориям скважин, году проведения МУП, группе методов,технологи-
ям (табл. П.19.9);
— по категориям скважин, группе методов, горизонту, годам проведения МУН
(табл. П. 19.10).
Таблица П.19.1
№ нагне- тательной скважины Количество добывающих скважин Дата закачки реагента Количество реагента Добыто нефти за месяц Дополнительная добыча, т
за месяц с начала года с начала мероприятия
СНПХ-9630 Участок Северо-Альметьевской пл. кын.-паш.
14715V 1 18.03.95 14, 100 28 17 56 56
21386V 1 30.11.94 10 156 156 425 425
Итого 2 24, 100 184 173 481 481
Таблица П.19.2
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях
нефтяных компаний РТ за отчетный период
Предприятие Кол-во участков % успеш» ности, всего Количество реагирую- щих добыв, скважин В том числе по закрытым участкам Дополнительная добыча нефти, тонн Сред, продолжительность эффекта Ср. прирост дебита нефти, т/сут
Всего Из них закры- тых
С нач. мероприятия Hal участок, т/скв. Из них по закры- тым, т/скв. По всем участкам Из них по закр. участкам, мес. По всем участкам Из них по закрытым
Всего По закр. участкам
Нефтяные компании Республики Т атарстан 18626 11078 83.8 30002 17123 24010564 13216002 1289.1 1193.0 16.6 16.2 1.58 1.57
.ОАО «Татнефть» 17062 10342 83.8 28293 16332 21752077 12290788 1274.9 1188.4 163 15.9 135 1.56
...ОАО«Нократойл» 1 0 100.0 1 0 1762 0 1762.0 0.0 9.5 0.0 6.09 0.00
.. .3 АО « Троицкпефть » 7 0 100.0 7 0 3867 0 552.4 0.0 11.8 0.0 1.54 0.00
Таблица П.19.3
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях ОАО «Татнефть»,
нефтяных компаний РТ за отчетный период
Предприятие Категория скважин Кол-во участков % успеш- ности, всего Кол-во реаги» рующих добыв скважин В том числе по закры- тым участкам Дополнительная добыча нефти, тонн Сред, продолжи» тельность эффекта Ср. прирост дебита нефти, т/сут
Всего Из них закры- тых
С нач. мероприятия Hal участок, т/скв. Из них по закрытым, т/скв. По всем участ- кам Из них по закр участкам мес. По „ Из них всем по закры- участ- J тым
Всего По закр. участкам
кам
Нефтяные компании Республики Татарстан 18626 11078 83.8 30002 17123 24010564 13216002 1289.1 1193.0 16.6 16.2 1.58 1.57
...ОАО «Татнефть» Добывающие скважины 13917 8496 84.0 15186 9120 13119225 7613206 942.7 896.1 16.2 15.7 1.75 1.74
Нагнетательные скважины 4709 2582 83.1 14816 8003 10891339 5602796 2312.9 2169.9 17.0 16.7 1.42 1.38
17062 10342 83.8 28293 16332 21752077 12290788 1274.9 1188.4 16.3 15.9 1.55 1.56
Добывающие скважины 12398 7776 84.1 13630 8373 10917409 6694910 880.6 861.0 15.7 15.2 1.68 1.73
Нагнетательные скважины 4664 2566 83.1 14663 7959 10834668 5595878 2323.0 2180.8 17.0 16.7 1.43 1.38
Таблица П.19.4
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях ОАО «Татнефть»,
нефтяных компаний РТ за отчетный период
*Категория скважин **Группа методов *** Технология Код Кол-во участков % успеш- ности, всего Кол-во реагирую- щих добыв, скважин В том числе по закры- тым участкам Дополнительная добыча нефти, тонн Сред, продолжи- тельность эффекта Ср. прирост дебита нефти, т/сут
Всего Из них закры- тых
С нач. мероприятия Hal участок, т/скв. Из них по закры- тым, т/скв. По всем участ- кам Из них по закр. участкам, мес. По всем участ- кам Из них по закры» тым
Всего По закр участкам
Нефтяные компании Республики Татарстан 18626 11078 83.8 30002 17123 24010564 13216002 1289.1 1193.0 16.6 16.2 1.58 1.57
* Добывающие скважины 13917 8496 84.0 15186 9120 13119225 7613206 942.7 896.1 16.2 15.7 1.75 1.74
**Бурение 2-х горизопт-х ств. 443 236 88.0 448 238 1501631 794031 3389.7 3364.5 29.3 29.4 3.76 3.73
***Глуб. внедр. в пласт бок. ответил. 301 108 73 79.6 113 75 184276 143082 17063 1960.0 16.7 16.4 3.20 3.82
♦♦♦Бурение горизонтальных скважин 303 227 89 91.2 227 89 955400 409857 4208.8 4605.1 40.4 49.2 3.42 3.08
670 Приложения Приложения
Таблица П.19.5
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях нефтяных компаний РТ
за отчетный период (по категории скважин, горизонту, группе методов, технологий)
*Категорня скважин **Горизонт ♦♦♦Группа методов ♦♦♦♦Технология Код Кол-во участков % успеш- ности, всего Кол-во реагиру ющих добыв, скважин В том числе по закры- тым участкам Дополнительная добыча нефти, тонн Сред, продолжи- тельность эффекта Ср. прирост дебита нефти, т/сут
Всего Из них закры- тых
С нач. мероприятия Hal участок, т/скв. Из них по за- крытым, т/скв. По всем участ- кам Из них по закр. участкам, мес. По всем участ- кам Из них по закры- тым
Всего По закр. участкам
Нефтяные компании Республики Татарстан 18626 11078 83.8 30002 17123 24010564 13216002 1289.1 1193.0 16.6 16.2 1.58 1.57
* Добывающие скважины 13917 8496 84.0 15186 9120 13119225 7613206 942.7 896.1 162 15.7 1.75 1.74
♦♦D-известняк 250 169 86.4 255 169 169111 120556 676.4 713.3 13.9 14.3 1.57 1.64
♦♦♦Бурение 2-х горизонт-х ств. 8 6 87.5 8 6 15536 8113 1942.0 1352.2 39.5 31.6 1.62 1.41
****Глуб. внед. в пласт бок. гор. отв. 304 3 3 100.0 3 3 3899 3899 1299.7 1299.7 25.1 25.1 1.70 1.70
♦♦♦♦Глуб.внедр.в пласт ч/з башмак 302 1 1 0.0 1 1 0 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00
♦♦♦♦Бурение горизонтальных скв. 303 4 2 100.0 4 2 11637 4214 2909.3 2107.0 60.2 57.1 1.59 121
Таблица П.19.6
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях нефтяных компаний РТ
за отчетный период (по категории скважин, горизонту, группе методов)
♦Категория скважин ♦♦Горизонт ♦*’Группа методов Кол-во участков % успеш- ности, всего Кол-но реагиру- ющих добыв, скважин В том числе по закрытым участкам Дополнительная добыча нефти, тонн Сред, продолжи- тельность эффекта Ср. прирост дебита нефти, т/сут
Всего Из них закры= тых
С нач. мероприятия Hal участок, т/скв. Из них по за- крытым, т/скв. По всем участ- кам Из них по закр. участкам, мес. По всем участ- кам Из них по закры- тым
Всего По закр. участкам
Нефтяные компании Республики Татарстан 18626 11078 83.8 30002 17123 24010564 13216002 1289.1 1193.0 16.6 162 1.58 1.57
♦Добывающие скважины 13917 8496 84.0 15186 9120 13119225 7613206 942.7 896.1 162 15.7 1.75 1.74
♦♦Залежь N 1 241 165 88.0 241 165 249746 163996 1036.3 993.9 14.4 14.1 2.37 2.31
* ’’Бурение 2-х горизонт-х ств. 31 19 93.5 31 19 96490 58531 3112.6 3080.6 18.5 18.7 5.53 5.42
”’Стимуляция работы скважин 61 38 86.9 61 38 61010 41929 1000.2 1103.4 17.0 17.5 1.93 2.07
* * ’В одоо граничение 138 100 87.0 138 100 87494 58931 634.0 589.3 12.6 12.2 1.66 1.59
♦♦♦Комплексп. (стимуляция+водоогр.) 11 8 90.9 11 8 4752 4605 432.0 575.6 10.7 11.6 1.33 1.63
Таблица П.19.7
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях ОАО «Татнефть»
нефтяных компаний РТ за отчетный период (по категории скважин, группе методов, горизонту, технологий)
♦Категория скважин ’♦Группа методов *♦’Горизонт ♦♦♦♦Технология Код Кол-во участков % успеш- ности, всего Кол-во реагиру- ющих добыв, скважин В том числе по закры- тым участ- кам Дополнительная добыча нефти, тонн Сред, продолжи- тельность эффекта Ср. прирост дебита нефти, т/сут
Всего Из них закры- тых
С нач. мероприятия Hal участок, т/скв. Из них по за- крытым, т/скв. По всем участ- кам Из них по закр. участкам, мес. По всем участ- кам Из них по закры- тым
Всего По закр. участкам
Нефтяные компании Республики Татарстан 18626 11078 83.8 30002 17123 24010564 13216002 1289.1 1193.0 16.6 162 1.58 1.57
♦Добывающие скважины 13917 8496 84.0 15186 9120 13119225 7613206 942.7 896.1 16.2 15.7 1.75 1.74
*’Бурение 2-х горизонт-х ств. 443 236 88.0 448 238 1501631 794031 3389.7 3364.5 29.3 29.4 3.76 3.73
”’D-известняк 8 6 87.5 8 6 15536 8113 1942.0 1352.2 39.5 31.6 1.62 1.41
♦♦♦♦Глуб. внед. в пласт бок. гор. отв. 304 3 3 100.0 3 3 3899 3899 1299.7 1299.7 25.1 25.1 1.70 1.70
****Глуб. внедр. в пласт ч/з башмак 302 1 1 0.0 1 1 0 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00
♦♦’♦Бурение горизонтальных скважин 303 4 2 100.0 4 2 11637 4214 2909.3 2107.0 60.2 57.1 1.59 121
Таблица П.19.8
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях нефтяных компаний РТ
за отчетный период (по категории скважин, группе методов, объектам разработки, технологий)
’Категория скважин **Группа методов ’♦’Объект разработки ♦’’’Технология Код Кол-во участков % успеш- ности, всего Кол-во реагиру- ющих добыв, скважин В том числе ПО закры- тым участ- кам Дополнительная добыча нефти, тонн Сред, продолжи- тельность эффекта Ср. прирост дебита нефти, т/сут
Всего Из них закры- тых
С нач. мероприятия Hal участок, т/скв. Из пих по за- крытым, т/скв. По всем участ- кам Из них по закр. участкам, мес. По всем участ- кам Из них по закры- тым
Всего По закр. участкам
Нефтяные компании Республики Татарстан 18626 11078 83.8 30002 17123 24010564 13216002 1289.1 1193.0 16.6 162 1.58 1.57
’Добывающие скважины 13917 8496 84.0 15186 9120 13119225 7613206 942.7 896.1 16.2 15.7 1.75 1.74
♦ ’Бурение 2-х горизонт-х ств. 443 236 88.0 448 238 1501631 794031 3389.7 3364.5 29.3 29.4 3.76 3.73
**’Залежь N 1 31 19 93.5 31 19 96490 58531 3112.6 3080.6 18.5 18.7 5.53 5.42
♦♦♦♦Глуб. внед. в пласт бок. гор. отв 304 27 16 100.0 27 16 92758 56827 3435.5 3551.7 18.5 19.6 6.12 5.96
’’♦♦Глуб. внедр. в пласт бок. ответвл 301 4 3 50.0 4 3 3732 1704 933.0 568.0 18.7 13.8 1.64 1.35
Таблица П.19.9
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях нефтяных компаний РТ
за отчетный период (по категории скважин, по году проведения мероприятия, группе методов, технологий)
’Категория скважин ’♦Год проведения мероприятия ”’Группа методов ”♦’Технология Объект разра- ботки Кол-во участков °/о успеш- ности, всего Кол-во реагиру- ющих добыв, скважин В том числе по закры- тым участ- кам Дополнительная добыча нефти, тонн Сред, продолжи- тельность эффекта Ср. прирост дебита нефти, т/сут
Всего Из них закры- тых
С нач. мероприятия Hal участок, т/скв. Из них по за- крытым, т/скв. По всем участ- кам Из них по закр. участкам, мес. Но всем участ- кам Из них по закры- тым
Всего По закр. участкам
Нефтяные компании Республики Татарстан 18626 П078 83.8 30002 17123 24010564 13216002 1289.1 1193.0 16.6 16.2 1.58 1.57
’Добывающие скважины 13917 8496 84.0 15186 9120 13119225 7613206 942.7 896.1 16.2 15.7 1.75 1.74
*’Мероприятия 1994 года 328 208 88.1 332 208 812582 567384 2477.4 2727.8 34.8 34.3 2.31 2.62
*”Бурение2-х горизонт-х ств. 26 14 96.2 26 14 151494 64324 5826.7 4594.6 77.1 73.7 2.48 2.05
♦♦♦’Бурение горизонтальных скважин 303 26 14 96.2 26 14 151494 64324 5826.7 4594.6 77.1 73.7 248 2.05
672 Приложении Приложения 673
674
Приложения
Таблица П
Дополнительная добыча нефти от применения третичных МУН на месторождениях нефтяных компаний РТ
за отчетный период (по категории скважин, группе методов, горизонтам, годам МУН)
Приложения
675
Приложение 20
Экономика есть средство удовлетворить безгра-
ничные потребности при помощи ограниченных ре-
сурсов.
Лоренс Питер
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ РЕЗУЛЬТАТОВ
I ДОВЕДЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ
1. Экономический эффект от проведения мероприятия для предприятия зак-
лючается в получении положительного потока наличности за срок проявления
технологического эффекта при сопоставлении потоков до и после проведения
мероприятия, т.е. путем сопоставления эффективности базового и рекомендуе-
мого вариантов:
NPVMW = NPV - NPV, (20.1)
МУН р б’ v '
где NPVMyll — прирост потока наличности; NPV? — поток наличности после прове-
дения мероприятия; NPV.— поток наличности до проведения мероприятия.
Поток наличности обычно рассчи тывается с учетом фактора дисконтирова-
ния. Однако в тех случаях, когда технологический эффект не может быть опреде-
лен достаточно точно по годам, а рассчитан лишь за весь срок проявления эф-
фекта, поток наличности оценивается в базисных ценах.
2. Денежная наличность формируется как разность между притоком реаль-
ных денежных средств и их оттоком и рассчитывается следующим образом:
АТУ =П +А -К -Z (20.2)
р(п) р(б) р(б) р(б) р(ч) v '
где П — чист ая прибыль, остающаяся в распоряжении предприя тия после (до)
внедрения МУП; А — амортизационные отчисления в рекомендуемом (базо-
вом) варианте; К — капитальные зат раты рекомендуемого (базовш о) варианта;
Z — предпроизводственные затраты в рекомендуемом (базовом) варианте.
3. Чистая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, рассчи тывает-
ся по формуле:
П =В -Э -II,,, (20.3)
р(о) р(и) р(п) р(1») х '
где Вр(б)— выручка от реализации нефти после (до) внедрения мероприятия; Эр(б)-
производственные затраты, связанные с добычей, сбором, транспортировкой и
подготовкой нефти в рекомендуемом и базовом вариантах, рассчитанные на ос-
новании соответствующих статей калькуляции, а также текущие затраты, связан-
ные непосредственно с внедрением МУН и ОПЗ в рекомендуемом варианте;
II — налоги и платежи, осуществляемые предприятием в соответствии с дей-
ствующим законодательством после (до) внедрения мероприятия.
4. Если применение технологий не требует привлечения дополнительных ин-
вестиционных ресурсов капитального характера, экономический эффект для пред-
676
Приложения
приятия заключается в получении прибыли с заданной нормой рентабельности,
которая в общем случае не должна быть ниже средней сложившейся по компа-
нии в целом за последний отчетный период.
5. В ситуации, когда результатом внедрения технологий является изменение
только одного технологического параметра (добыча нефти) и за базу сравнения
принимается обычное заводнение, расчет экономической эффективности вне-
дрения предлагаемой технологии проводится по упрощенной схеме - на прирост
добычи нефти.
6. Интегральные экономические показатели эффективности проведения ме-
роприятия по увеличению нефтеизвлечения.
Для сравнения экономической эффективности проведения различных мероп-
риятий по увеличению нефтеизвлечения в общем случае используются следую-
щие интегральные показатели:
1) Внутренняя норма рентабельности (IRR)—представляет собой норму дис-
конта на вложенный капитал, при котором за расчетный срок суммарный поток
денежной наличности приобретает нулевое значение;
2) Индекс доходности инвестиции (PI) — представляет собой отношение сум-
мы чистой прибыли и амортизации к объему капитальных вложений, направлен-
ных на внедрение технологии;
3) Индекс доходности затрат (коэффициент «выгоды/затраты») — пред-
ставляет собой отношение дисконтированной выручки к дисконтированной сум-
ме капитальных и производственных затрат;
4) Удельная чистая прибыль — отражает величину чистой прибыли, приходя-
щейся на 1 тонну дополнительно добываемой нефти за срок проявления техноло-
гического эффекта;
5) Срок окупаемости капитальных вложений — количество лет, за которое
вложенные средства полностью окупаются и накопленный дисконтированный
поток наличности приобретает положительное значение.
В случае, когда для проведения мероприятия по увеличению нефтеизвлече-
ния не требуются дополнительные инвестиционные ресурсы капитального ха-
рактера, для сравнения экономической эффективности проведения различных
мероприятий используется показатель рентабельности- отношения чистой при-
были, полученной за весь срок проявления технологического эффекта, к полным
производственным затратам.
Приложения
677
Приложение 21
ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЭКОНОМИИ ОТ СНИЖЕНИЯ ДОБЫЧИ
ПОПУТНОЙ ВОДЫ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ МУН
Расчет экономии от снижения отбора попутной воды за счет МУН (расчеты
выполняются для площади месторождения или зоны действия КНС, равной
5= 3x5 км2 и для средней глубины залегания пласта h = 1000 м),
1. Для добычи 1 м3 попутной воды необходимо закачать 1 м3 добытой и подго-
товленной для закачки в пласт сточной воды.
2. Расходы электроэнергии на 1 м3 воды на месторождениях нефти составляют:
Вид операции кВт/час на 1 м3 воды
1. Закачка воды в пласт 3
2. Добыча попутной воды 18
3. Транспортировка по трубам 9
4. Переработка, отстой, слив и т.д. 3
Всего: 33
3 Стоимость нормативных расходов
СтоимостьI кВт/час электроэнергии — 0,7 рубля.
Расходы на нагрев 1 м3 воды — при разделении ее от нефти — составляют 2 м3
газа (понимается, что 20% воды подвергается тепловому отделению от нефти,
остальные сбрасываются на установках предварительного сброса).
Пример расчета экономии.
Допустим, мы обеспечим экономию от проведенных операций по МУН - 100
тыс м3 воды.
В таком случае денежная экономия затрат составит:
Расходы на закачку 100000 м3 воды в год составляют:
100000 м3 3 кВт/час = 300000 кВт/час • 0,7 руб. = 210000 руб.
Расходы на откачку 100000 м3 воды в год составляют:
100000 м3 • 18 кВт/час = 1800000 кВт/час 0,7 руб. = 1260000 руб
Расходы на транспортировку 100000 м3 воды по трубам в год составляют:
100000 м3 9 кВт/час = 900000 кВт/час • 0,7 руб. = 630000 руб.
Расходы на переработку 100000 м3 воды в год составляют:
100000 м3 • 3 кВт/час = 300000 кВт/час 0,7 руб. = 210000 руб.
Расходы на газовый подогрев 20000 м3 воды в год составляют
20000 м3 2 м3 = 40000 м3 • 1,118 руб. = 44720 руб.
Всего экономия затрат составит в год - 2354720 руб., или 235 руб./м3.
678
Приложении
Приложение 22
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕО ТДАЧИ ПЛАСТОВ
С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА
1. После определения периода эксплуатации объекта на базовом режиме раз-
работки и наличии фактических промысловых данных по этому периоду оценка
запасов нефти, вовлеченных в разработку, добыча которых влияет на изменение
пластового давления, осуществляется по методу материального баланса на осно-
ве управления «прямой линии».
2. Для обработки промысловых данных месторождений, в которых отсутству-
ет водонапорный режим, используются следующие выражения:
- залежи, в которых пластовое давление меньше давления насыщения:
F-V .(Е + п-В /В , Е); (П.22.1)
HJB.H v о w qi ч 4
— залежи, в которых пластовое давление выше давления насыщения:
Д=Г (Е+Е+Е), (П.22.2)
где F= , + (7?р - R ) В] + - Qw + В (6,. - Л б, г Qr нак01 'ленная
с начала разработки добыча нефти, волы, газа; В, В — текущий коэффициент
пластового объема нефти, газа в зависимости от давления; Q QaK~ накоплен-
ная с начала разработки закачка воды и газа; Лр, R* — суммарный газонефтяной
фактор и коэффициент растворимости газа в нефти в зависимости от давления;
Еи, Б», Ер — коэффициенты расширения нефти, воды, породы и газа за счет
изменения пластового давления. Эти коэффициенты определяются так:
Е = В -В . +В (R -R),
о n iM ч х si ч'
Е =В -В ,
Ч Ч Ч'
Е„ =(1 + и) [Во,/(1-\„.)]-В, С (Р-Р),
£f=(l +Щ • [В /(1 -£,.)] Cf(P.—P).
Индекс «/» - начальные значения соответствующего показателя, В — средне-
взвешенное давление пласта, И , И —запасы нефти и газа в пласте;
п=УВ./Р В,
г qi IHB.II ш’
S' -начальная водопасыщениость, С,С — сжимаемость воды и породы коллектора.
Эти зависимости являются функцией от времени и средневзвешенного плас-
тового давления. Поэтому расчет производится по каждому году с начала рабо-
ты месторождения.
Левая часть уравнений (П.22.1) и (П.22.2) представляет собой чистую добычу в
пластовых условиях, ко торая обозначена через F. Справа составляющая уравнения
включает в себя расширение нефти В, свободного газа Е^, расширение породы Ef
и связанной воды£ Парис. П.22.1 стрелками указана последовательность отдель-
ных точек, рассчитанных для различных значений фактической накопленной добы-
чи по уравнению (П.22.1). До момента Т{ точки аппроксимируются прямой лини-
Приложения
679
ей (а), угол наклона которой представляет запасы нефти К , вовлеченные в
разработку. После момента Т{, когда начали применять МУН, последовательность
расчетных точек меняется, при этом точки аппроксимируются прямой линией
(в), угол наклона которой представляет новые запасы нефти V , вовлеченные в
разработку, разность значений F4 (заштрихованная область) показывает прирост
добычи, полученный от применения МУН.
3. Залежи, пластовое давление которых меньше давления насыщения и без
газовой шапки (и = О). В этом случае изменение извлекаемых запасов нефти в
результате применения МУН по сравнению с базовым режимом определяется
из выражения
F=K Е.
нзн.н о
В координатах F-Eo методом наименьших квадратов строится прямая линия,
проходящая через точку «О» с углом наклона К Эта зависимость («прямая
линия») строится до и после проведения МУН. Разница в значениях К показы-
вает’ те запасы нефти, которые вовлеклись в разработку после применения МУН.
4. Залежи, пластовое давление которых меньше давления насыщения и с газо-
вой шапкой (п Ф О). Изменение извлекаемых запасов нефти при применении
МУН по сравнению с базовым режимом определяется из выражения
F=V [£ +г (В /В .)£].
НЗН.Н L О ' О/ gl' gJ
В координатах F—E^ + n- (В*./В ) Е^ методом наименьших квадратов онре-
деляется прямая, проходящая через точку «О» с углом наклона V Определе-
ние вовлеченных в разработку запасов после проведения МУН рассчитывается
аналогично предыдущему.
Однако, если запасы газа газовой шапки определены с недостаточной точностью,
то возможно отклонение точек от прямой. Если расчетные точки располагаются
выше 11рямой линии, то это указывает на то, что значение п небольшое. Если расчет-
ные точки располагаются ниже прямой линии, го значение и принято большим.
5. Залежи, пластовое давление которых больше давления насыщения. В этом
случае изменение извлекаемых запасов нефти при применении МУИ по сравне-
нию с базовым режимом определяется
из выражения
F=V (Е+Е+Е).
изв.н v о / w'
В координатах F-(Ео + Е + Е) мето-
дом наименьших квадратов определяет-
ся прямая линия, проходящая через точ-
ку «О» с углом наклона К - Расчет вов-
леченных в разработку запасов после
проведения МУН производится анало-
гично предыдущему.
6. Добыча нефти от применения ме-
тодов увеличения нефтеотдачи пласта
после момента Г определяется как раз-
ница между прямыми (а) и (в).
Рис. П.22.1. Зависимость добычи флюидов
по месторождению в процессе разработки
до и после применения МУН
680
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
АЗН - активные запасы нефти
АКЦ - акустический цементомер
АПАВ - анионактивные поверхностно-активные вещества
АСК - алкилированная серная кислота
АСКУ-ВП - автоматизированная система контроля и управления выработкой
пласта
АСПО - асфальто-смолистые и парафиновые отложения
БГС — боковой горизонтальный ствол
БПЭ - безразмерный показатель эффективности
ВВГ - влажное внугрипластовое горение
ВВО - водовоздушное отношение
ВВФ - водовоздушный фактор
ВГВ - вытеснение нефти горячей водой
ВДС - волокнисто-дисперсные системы
ВИНК - вертикально-интегрированная нефтяная компания
ВИР - водоизоляционные работы
ВМСБ - воспроизводство минерально-сырьевой базы
ВНЗ - водо-нефтяная зона
ВНК- водо-нефтяной контакт
ВПТХО — внутрипластовая термохимическая обработка
ВС - вертикальные скважины
ВУС - вязко-упругие системы
ГБ - горизонтальное бурение
ГГКП - гамма-гамма каротаж плотностной
ГДИ(С) — глубинные дистанционные исследования скважин
ГИС - геофизические исследования скважин
ГК - гамма-каротаж
ГМУН - гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи
ГНК — газонефтяной контакт
ГОК — гелеобразующий компонент
ГРР - геолого-разведочные работы
ГС - горизонтальные скважины
ГТМ - геолого-технические мероприятия
ГТНИ - горизонтальные технологии нефтеизвлечения
ГФМ - геолого-физические методы
ГРП - гидравлический разрыв пласта
ГСКО - глубокая солянокислотная обработка
ИГН - импульсный генератор нейтронов
Принятые сокращения
681
ИДТВ - импульсно-дозированное тепловое воздействие
ИПТ- испытатель пластов (трубный)
ИКНИ - искусственная каверна-накопитель нефти
ИНК импульсный нейтронный каротаж
КВУСН - комплексная вязко-упругая система nai нетания
КВЧ количество взвешенных частиц
КИН - коэффициент извлечения нефти
КДС - коллоидно-дисперсная система
КТР — комплексные технологии разработки
ККС - Камско-Кинельская система
КНС кустовые насосные станции
КТРКК - комплексная технология разработки карбоиат.коллекторов
КТРТК - комплексная технология разработки терригенных коллекторов
КТРТКВН - комплексная технология разработки терригенных коллекторов с
высоковязкой нефтью
МГК метод главных компонент
МЗС - многозабойные скважины
МНК - малая нефтяная компания
МОВР магнитная обработка водных растворов
МПДС - модифицированные полимер-дисперспые системы
МПНП —методы повышения нефтеотдачи пластов
НВР - пефтевымывающий раствор
НДПИ - налог па добычу полезных ископаемых
НГК нейтронный гамма-каротаж
НГП нефтегазоносная провинция
НЗ - нестационарное заводнение
НИЗ - начальные извлекаемые запасы
НИР - научно-исследовательские работы
НК - нефтяная компания
НКТ - насосно-компрессорпые трубы
НКЭ пефтекислотпая эмульсия
ПИК независимая нефтяная компания
НПАВ - пеиопогепный ПАВ
НПР - начальные потенциальные ресурсы
НСКО - направленная соляно-кислотная обработка
ОВНП - опт имальная выработка нефтяного пласта
ОИЗ - остаточные извлекаемые запасы
ОПЗ - обработка призабойной зоны
ОПР - опытно-промышленные работы
ОЭ опытная эксплуатация
ОЭЦ - оксиэтил целлюлоза
ПАА - полиакриламид
682
Принятые сокращения
ПБ - природные битумы
ПГС - полимерно-гелевые системы
ПДМ - постоянно действующие модели
ПДС - полимер-дисперспая система
ПЗП - призабойная зона пласта
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов
ПОРС - полимер-органическая суспензия
ППД - поддержание пластового давления
ПТВ - паротепловое воздействие на пласт
ПТОС - пароциклическая термическая обработка скважин
РГС - разветвленно-горизонтальные скважины
РД - руководящий документ по проектированию разработки
РУО - раствор на углеводородной основе
СВ Г - сухое внутрипластовое горение
СВВГ-сверхвлажное внутрипластовое горение
СГГК - скважинный гидродинамический генератор колебаний
СКМД - смесь кислотная медленного действия
СНПХ - б.Союзпефтепромхим (бренд реагента)
СОС - структурообразующий состав
СПГ - силикат-полимерный гель
СПС — сшитые полимерные системы
ССБ - сульфитспиртовая барда
СТА - сульфированный тощий абсорбент
СТС - Северо-Татарский свод
СЩВ - силикатно-щелочное воздействие
СЩР - силикатно-щелочной раствор
СЭП - стационарный электропрогрев пласта
ТАС - тонкодисперсная активизированная суспензия
ТВВ —термоволповое воздействие
ТГХВ - термогазохимическое воздействие
ТЗН — трудпоизвлекаемые запасы нефти
ТНГФ - ОАО «Татнефтегеофизика»
ТИЗ — текущие извлекаемые запасы
ТКР - территориальная комиссия по разработке
TCP - технологическая схема разработки
ТЦВП - термоциклическое воздействие па нефтяной пласт
ТЭО КИН - технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения
нефти
ТЭП — технико-экономические показатели
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы
УВ - углеводороды
УПС- удельная плотность сетки
683
Припмгые сокращении
УТЭ —удельная технологическая эффективность
ФЕС фильтрационно-емкостные свойства
ФОЖ - форсированный отбор жидкости
ФПП - фильтрационные параметры пласта
ФХЦВ - физико-химическое циклическое воздействие
ХВ - характеристики вытеснения
ШФЛУ - широкие фракции легких углеводородов
ЩПВ - шелочпо-полимерное воздействие
ЩПР - щелочно-полимерный раствор
ЩПСК - щелочная полимер-суспензиопная композиция
ЭС - экспертные системы
ЭЦ - эфиры целлюлозы
ЮТС - Южно-Татарский свод
ЯМК- ядерно-магнитный каротаж
ЯМР - ядерно-магнитный резонанс
684
Содержание
Введение ......................................................................3
Раздел первый. Геологические основы применения методов повышения
нефтеизвлечения в продуктивных отложениях девона и карбона Татарстана ........15
Глава 1 Тектоника, нефтеносность и типовые разрезы продуктивных горизонтов левина
и карбона Татарстана........................................................ 15
1.1. Современное тектоническое строение территории Татарстана.................1 5
1.2. Нефтегазоносные и битумоносные комплексы, тины залежей
н их краткая характеристика...................................................20
1.3. ’Гиповые разрезы основных продуктивных горизонтов палеозоя...............42
1.4. Гидрогеологические условия палеозойских отложений .......................46
Глава 2. Общая геологическая характеристика нефтяных месторождений Татарстана
и их геолого-промысловая классификация........................................53
Глава 3. Особенности геологического строения и разработки выделенных групп
месторождений................................................................5 8
3.1. Особенности геологического строения и разработки высокопродуктивных
месторождений................................................................58
3.2. Основные направления совершенствования системы разработки супергигантского
Ромашкинского месторождения.................................................. 6 1
3.3. Особенности геологического строения и разработки малоэффективных месторождений8 1
Раздел взором. Современные методы увеличения нефтеизвлечения и геолого-
физические критерии их применения.............................................94
Глава 4. Методы комплексного геоло го-и ром мелового анализа заводнения коллекторов
и оценки нефтеотдачи..........................................................94
4.1. Запасы, ресурсы нефти н газа, нефтеотдача н пути ее увеличения...........94
4.2. Методика комплексного геолого-промыслового анализа заводнения коллекторов
и оценки нефтеотдачи.................................................. 1 09
Глава 5. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи ........... 125
5.1. Гидродинамические МУН ............................................... 126
5.2. Третичные МУН......................................................... 126
Глава 6. Характеристика современных гидродинамических методов увеличения
нефтеизвлечения и геолого-физические критерии их применения................. 136
6. Г Нестационарное (циклическое) заводнение (НЗ) с переменой направления
фильтрационных потоков жидкости в пласте............................... 137
6.2. Ввод недренируемых запасов............................................. 141
6.2.1. Оптимизация размеров эксплуатационных объектов..................... 146
6.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин ............................... 147
6.2.3. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ)................................. 148
6.3. Геолого-физические методы ............................................. 159
6.3.1. Комплексная 1ехнология разработки слабопроницаемых и глинистых
терригенных коллекторов (КТРТК) .......................................... 160
6.3.2. Комплексная технология разработки залежей высоковязкон нефти
в терригенных коллекторах (КТРТКВН)....................................... 164
6.3.3. Комплексная технология разработки залежей в карбонатных коллекторах (КТРКК).. 167
6.3.4. Применение прогрессивных методов первичного и вторичного вскрытия
пластов - существенные элементы комплексных технологий разработки........... 174
Глава 7. Характеристика современных третичных методов увеличения нефтеизвлечения и
геолого-физические критерии их применения................................... 193
7.1. Физико-химические МУН.................................................. 193
7.1.1. Потокоотклоняющие технологии - основа дальнейшего повышения эффектив-
ности гидродинамических методов регулирования процессов разработки для
увеличения охвата заводнением неоднородных пластов........................ 194
685
7.1.1.(1). Полимерное заводнение ......................................... 197
7.1.1.(2). Технологии повышения выработки слоисто-неоднородных пластов с
применением эфиров целлюлозы (ЭЦ)......................................... 205
7.1.1.(3). Закачка полимср-дисперспых систем...............................207
7 1 1 (4). Закачка коллоидно-дисперсных систем (КДС).....................2 I 5
7 1 1 (5). Закачка волокнисто-дисперсных систем (ВДС)......................215
7 1 1.(6). Закачка структурообразующих составов (СОС) ДНПХ-1 и ДНПХ 3 216
7.1.1.(7). Закачка полимср-оргапической суспензии (ПОРС).................. 217
7.1 1(8) Закачка тонкодиснерснои активизированной суспензии (3 АС) ...217
7.1 I (9). Силикат-полимерный гель (СП1 ) ................ 218
7.1.1.(10) Чередующаяся закачка нефти и воды.............................. 219
7.1 I.(1 I).Закачка щелочной нолимер-суспензионной композиции (ЩПСК)....... 220
7.1.1.(12).Технология воздействия на пласт ГОК с ЩПСК .................... 222
7.1.1.(13).Применение биополимеров........................................ 222
7.1.1.(14).Внутрипластовые гелсобразующие системы......................... 224
7.1.1.(15).Гелеобразующие системы на основе силиката натрия............... 225
7.1.1 .(16).Закачка темпоскрнна............................................227
7 1.1.(17).Закачка РИТИНа ................................................ 228
7.1.1.(18) Применение вязкоупругих систем (ВУС) .......................... 229
7 1 1(19) Методы ограничения водопритоков и гидрофобизации ПЗП
в добывающих скважинах.................................................... 232
7.1.1.(20) Применение сернокислого алюминия .............................. 236
7 1 I (21) Использование нолисила .................... 23 7
7.1 I (22) Высокоэффективные технологии с использованием МДК «Кварц»....... 238
7 1 2. Технологии, повышающие коэффициент нефтсвытеснения .................. 243
7.1.2. (1). Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) 243
7.1.2. (2). Применение оторочки смачивателя............................... 251
7.1.3. Технологии комплексного воздействия на пласт......................... 253
7.1.3. (1). Совместное применение ПАА и НПАВ ............................. 253
7.1.3. (2). Вытеснение нефти щелочными растворами и композициями на их основе .. 254
7.1.3. (3). Закачка промышленных отходов серной кислоты и продуктов на ее основе .. 258
7.1 3.(4). Закачка больших объемов оторочки соляной кислоты.............. 263
7.1.3. (5). Физико-химическое воздействие (ФХЦВ) ......................... 265
7.1 3 (6). Мнцеллярно-полимерное заводнение.............................. 266
7.1 3 (7) Применение композиции РНДК для повышения эффективности разработки
слабопроницаемых коллекторов.............................................. 268
7.1.4 Системная технология воздействия на залежь........................... 269
7.2. Физические методы увеличения нефтеотдачи ................................ 276
7.2.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) .................................. 276
7.2.2. Воздействие физическими полями....................................... 282
7.2.2. (1). Гидроакустическое воздействие................................. 282
7.2.2. (2). Вибросенсмическос воздействие ................................ 285
7.2.2. (3). Сейсмоакуст ическое воздействие............................... 287
7.2.2. (4). Вибровоздействие.............................................. 288
7.2.2. (5). Электромагнитное воздействие...................................288
7 2.3. Системы разработки с горизонтальными скважинами ................ 289
7.2 3.(1). Разработка месторождений с применением горизонтальных
и разветвленно-горизонтальных скважин (ГС и РГС)...........................289
7 2.3.(2). Повышение эффективности использования пробуренных ранее скважин .. 299
7.3. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи ..................................3 04
7.3.1. Паро тепловое воздействие на пласт (ПТВ)..... .................... 305
7 3 2 Вытеснение нефти горячей водой (ВГВ)............................ .307
7.3.3. Пароциклическис термические обработки призабойных зон в добывающих
скважинах (ПТОС) ........................................................... 3 16
7.3.4. Впутрипластовое горение (ВГ)......................................... 318
7.3.5. Комбинированные технологии теплового воздействия ..................... 329
7.3.5. (1). Термощелочное воздействие...................................... 330
7.3.5. (2).Термополимср|1ое воздействие.................................... 331
686
7.3.5. (3). Парогазовое воздействие....................................... 332
7.3.5. (4). Паротспловое воздействие с раствором карбамида................ 332
7.4. Газовые методы увеличения нефтеотдачи................................... 333
7.4.1. Воздействие на пласт газом высокого давления ....................... 333
7.4.1. (1). Воздействие углеводородным газом............................... 3 33
7.4.1. (2). Применение азота для повышения нефтеотдачи пластов............ 333
7.4.1. (3). Закачка дымовых газов ........................................ 334
7.4.2. Водогазовое воздействие .............................................. 33 5
7.4.3. Воздействие двуокисью углерода..... .............................338
7.4.4. Метод смешивающегося вытеснения ... ............................. 339
7.5. Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи........................ 342
7.5.1. Мелассная технология ............................................. 342
7 5.2. Технология активации пластовой микрофлоры........................... 343
7.6. Рудничные методы добычи нефти .......................................... 345
7.6.1. Карьерная (открытая) разработка месторождений высоковязких нефтей и битумов. 346
7.6.2. Подземная разработка месторождений высоковязкой нефти и битумов .... 348
7.7. Четвертичные МУН ....................................................... 352
Глава 8. Особенности применения современных методов повышения нефтеизвлечения
на поздней стадии разработки нефтяных месторождений...........................353
8.1. Повышение нефтеизвлечения дренируемых запасов .......................... 354
8.2. Повышение эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами ... 358
8.3. Проблемы извлечения остаточных запасов нефти............................. 3 59
8.4. Основные направления совершенствования системы разработки супергигантского
Ромашкинского нефтяного месторождения в поздней стадии....................... 370
Глава 9. Особенности применения методов повышения нефтеотдачи на месторождениях
Татарстана .................................................................. 405
9 I Краткий анализ применения современных МУН на нефтяных месторождениях
Татарстана............................................................... 405
9.2. Перспективы развития современных технологий нефтеизвлечения в Татарстане ... 413
Раздел третий. Проектирование и оценка технико-экономической эффективности
методов повышении нефтеотдачи................................................ 423
Глава 10. Основные тенденции развития методов повышения нефтеотдачи в России
и за рубежом..................................................................423
10.1. Основные тенденции применения методов увеличения нефтеизвлечения в мире.423
10.2. Применение МУН в России ................................................432
Глава II. Проектирование МУН на нефтяных месторождениях.......................437
I 1.1. Совершенствование проектирования разработки - основа поступательного
развития нефтяной промышленности ....................................... 43 7
1 1.2. Составление технологических схем разработки нефтяных месторождений
с применением МУН........................................................ 455
11.2.1. Расчет варианта разработки с применением МУН при составлении технологи-
ческой схемы (проекта) разработки нефтяного месторождения с применением
заводнения................................................................. 457
I 1.2.2.Проектирование разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами . 457
I 1.2.3.Составление технологических схем разработки ОПР МУН на разрабатываемых
месторождениях с применением заводнения ................................... 469
11.2.4.Составление специальных проектов применения МУН на разрабатываемых
месторождениях............................................................. 472
11.2.5. Составление специальных проектов применения МУН на поздней стадии
разработки нефтяных месторождений...........................................474
11.3. Планирование применения МУН по нормативам удельной технологической
эффективности.............................................................478
1 1.4. Прогнозирование применения системных технологий........................479
1 1.5. Выбор МУН для повышения эффективности разработки залежей нефти........ 479
Глава 12. Оценка технико-экономической эффективности МУН......................496
12.1. Общие положения но определению эффективности методов увеличения
нефтеотдачи.................................................................. 496
687
12.11 .Основные понятия.................................................... 496
12.1.2.Необходимые условия для успешного применения и подсчета
технологической эффективности МУН.................................... 5 00
1 2.1.3.Основные принципы и порядок определения технологической эффективности
применения МУН ....................................................... 503
12.1.4 Порядок оценки технологической эффективности МУН ................... 506
12.2. Расчет технологической эффек!ивности МУН .............................. 511
12.3. Основные направления определения тех пологи чес кой эффективности МУН... 51 1
12.3.1.11о характеристикам вытеснения....................................... 51 1
12.3.2.По кривым падения добычи............................................ 512
12.4. Методы определения технологической эффективности МУН................... 512
12.4.1. Определение технологической эффективности МУН с использованием
технологической схемы...................................................... 512
12.4.2. Оценка технологической эффективности МУН методом прямого счета...... 5 14
12.4.3. Особенности определения технологической эффективности современных
гидродинамических МУН...................................................... 514
12.4.4. Определение технологической эффективности третичных МУН............ 517
12.4.5. Раздельная оценка технологической эффективности различных МУН,
проводимых на одном объекте................................................ 522
12.4.6. Оценка точности расчета показателей технологической эффективности МУН . 525
12.4.7. Определение снижения объемов попутно добываемой воды............... 526
12.4.8. Применение интегральных показателей сравнения технологической
эффективности МУН...........................................................527
12.5. Документация по расчету технологической эффективности МУН.............. 528
12.6. Определение экономической эффективности МУН............................528
12.6.1. Показатели экономической оценки.....................................528
12.6.2. Выбор варианта, рекомендуемого к реализации........................ 532
12.6.3. Экономическая оценка прироста добычи нефти за счет МУН ............ 542
Глава 13. Определение прироста запасов за счет МУН ......................... 548
13.1. Общие положения........................................................ 548
13.2. Расчет прироста извлекаемых запасов.................................... 549
13.3. Определение прироста извлекаемых запасов по месторождениям, разрабатываемым
на малоэффективных природных режимах......................................... 557
13.4. Определение возможной нефтеотдачи по разрабатываемым залежам........... 558
Заключение................................................................... 565
Литература....................................................................570
Приложения .................................................................. 590
Принятые сокращения.......................................................... 680
Научное издание
Ренат Халиуллович Муслимов
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ:
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, ОПТИМИЗАЦИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
Редакторы Г.В. Некрылова, Б.Л. Хамидуллин
Технический редактор В. И. Галкина
Корректор В.П. Лащенова
Подписано в печать 2.11.2005 г. Формат 60x90’/|f. Печ.л. 43,0+3,12 вкл.
Бумага офсетная. 1 ]ечать офсетная. Гарнитура «Тип Таймс». Тираж I 000 экз.
Издательство «Фэн» Академии наук РТ,
420044, г. Казань, ул. Волгоградская, 49.
Лицензия № 0226 выдана 10 марта 1998 г. издательству «Фэн» АНТ
Министерством информации и печати РТ.
<Спечатано в типографии «Фолиаптъ», г Казань, ул. Дементьева, 2в
ОПЕЧАТКИ
Стр. Строка Напечатано: Следует:
14 9 сн. Б.М.Сучкому Б.М.Сучкову
94 3 эпиграф Б.Франклин Джеймс Томсон
163 8 св системе ППД) системе ППД), ГРП.
179 10 св. 138883 13883
188 19 сн [145] [159]
200 3 св полимера воды полимера и воды
225 18 сн. [183] [П7]
247 17 св. Ц50] [104]
292 15 сн. 1205.206] [189]
296 3 сн. 1208.209] [187]
327 5 сн м’ м7сут
351 5 сн 1225] [208]
373 12 сн. [226,228] [261,263]
525 2 св. эти этих
543 6 св. условия, переменные условно-переменные
550 1,2»» «а», «в» «а», «/»>
610 1 сн. <7m=0,00277. <jhb0,99a7’30A; <7^)^0.0027 L 9нв 7' 30 К,
626 13 св PL на ось ординат РМ на ось ординат, т.е. ML.
«Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование,
оптимизация и оценка эффективности»