по начальной нефтенасыщенности максимальный эффект от БС достигается при Кн>50% для терригенных коллекторов и при Кн от 10 до 70% для карбонатных.
СОДЕРЖАНИЕ
| С. | |||
| Введение………………………………………………………………………. | |||
| Глава 1. Влияние геолого-физических, гидродинамических и техно-генных факторов на процесс формирования трудно-извлекаемых запасов………………………………………………………………………... | |||
| 1.1 | Общие тенденции процесса реструктуризации запасов на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений……………………... | ||
| 1.2 | Особенности влияния геолого-физических факторов на процесс формирования ТИЗ……………………………………………………… | ||
| 1.3 | Особенности влияния гидродинамических факторов на процесс формирования ТИЗ……………………………………………………… | ||
| 1.4 | Особенности влияния техногенных факторов на процесс формирования ТИЗ……………………………………………………… | ||
| Глава 2. Геофизические и гидродинамические методы контроля за разработкой месторождений на поздней стадии эксплуатации………. | |||
| 2.1 | Геофизические методы контроля за разработкой…………………….. | ||
| 2.2 | Гидродинамические методы контроля. Скин-эффект и скин-фактор.. | ||
| 2.3 | Особенности применения методов ГИС-контроля в БС и БГС……… | ||
| 2.4 | Геофизические методы доразведки с целью прироста запасов месторождений на поздней стадии эксплуатации……………………. | ||
| Глава 3. Современные методы геологического и гидродинами-ческого моделирования с целью обеспечения эффективного контроля и управление разработкой……………………………………... | |||
| 3.1 | Геологическое и гидродинамическое моделирование на основе электрических и физико-математических аналогий………………… | ||
| 3.2 | Современные возможности компьютерного моделирования геологических и гидродинамических процессов при разработке нефтяных месторождений……………………………………………… | ||
| 3.3 | Использование геологических и гидродинамических моделей для повышения эффективности доразработки месторождений………….. | ||
| Глава 4. Методы геофизического контроля технического состояния обсаженных скважин и принципы формирования оптимальных комплексов ГИС…………………………………………………………….. | |||
| 4.1 | Понятие о техническом состоянии обсаженных скважин, термины и определения……………………………………………………………... | ||
| 4.2 | Типы дефектов технического состояния обсаженных скважин и причины их возникновения…………………………………………….. | ||
| 4.3 | Требования к техническим характеристикам геофизической аппаратуры, предназначенной для выделения и идентификации дефектов техсостояния…………………………………………………. | ||
| 4.4 | Современные требования к аппаратурно-методическим комплексам для ГИС-контроля техсостояния обсаженных скважин……………… | ||
| 4.5 | Примеры выделения мест негерметичности колонны и заколонного пространства комплексом ГИС………………………………………… | ||
| 4.6 | Примеры выделения дефектов цементирования в одно- и многоколонных конструкциях комплексом ГИС……………..……… | ||
| Глава 5. Современные технологии увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений……………………………... | |||
| 5.1 | Методика анализа состояния разработки с целью принятия обоснованного решения о необходимости применения МУН………. | ||
| 5.2 | Способ обоснования выбора вида МУН……………………………… | ||
| 5.3 | Технологии воздействия на ПЗП физико-химическими методами….. | ||
| 5.4 | Технологии воздействия на МСП физико-химическими методами… | ||
| 5.5 | Технологии воздействия на МСП гидродинамическими методами… | ||
| Глава 6. Приемы анализа и оценки технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН)……………………………… | |||
| 6.1 | Оценка технологической эффективности МУН при воздействии на ПЗП………………………………………………………………………. | ||
| 6.2 | Оценка технологической эффективности МУН при воздействии на МСП……………………………………………………………………… | ||
| Глава 7. Современные требования к технологии КРС обеспечива-ющие его высокую технологическую и экономическую эффек-тивность……………………………………………………………………… | |||
| 7.1 | Интегрированные технологии – основа организации КРС…………... | ||
| 7.2 | Информационный контроль и сопровождение технологических операций при КРС………………………………………………………. | ||
| 7.3 | Анализ и обобщение результатов применения МУН при КРС……… | ||
| Заключение…………………………………………………………………… | |||
| Список литературы…………………………………………………………... | |||
ВВЕДЕНИЕ
В связи с интенсивным износом основного эксплуатационного фонда нефтегазовых скважин на большинстве месторождений РФ находящихся в поздней стадии эксплуатации и в условиях недостаточного объема бурения по уплотнению сетки скважин, капитальный ремонт последних приобретает с каждым годом все большее значение. При этом решаются, как правило, двеактуальные задачи - ликвидация нарушений технического состояния конструкции крепи обсаженных скважин эксплуатационного и нагнетательного фондов [1, 2] и восстановление соответственно их продуктивности и приемистости.
В настоящее время производственными предприятиями, осуществляющими капитальный ремонт скважин освоен достаточно широкий набор современных технологий направленных на решение вышеназванных задач.
При решении первых задач активно применяются технологии, основанные на использовании профильных перекрывателей и современных водоизолирующих составов обладающих селективным воздействием на переточные каналы в цементном кольце и на обводнившиеся (промытые) пропластки.
При решении вторых задач широко применяются как методы воздействия на ПЗП, например такие, как физико-химические, теплофизические и биологические методы [3, 6], так и гидродинамические воздействия на межскважинноепространство, например, такие как ГРП [5], бурение боковых и горизонтальных стволов (БГС) [7, 9], нестационарное заводнение с применением ПАВ, полимерно-дисперсных и гелеобразующих систем [10].
Однако, несмотря на большое разнообразие применяемых в настоящее время технологий КРС их, к сожалению, объединяет одно общее для них свойство - низкая технологическая и соответственно экономическая эффективность, часто не превышающая 20-30%.
Анализ причин сложившейся ситуации показывает, что основными из них являются:
- отсутствие подхода к операциям при КРС как к единому технологическому процессу, направленному на решение конкретных задач [11];
- отсутствие текущего информационного контроля и сопровождения
работ при КРС, объединяющего (интегрирующего) его в единый
технологический процесс [1,2];
- отсутствие научного сопровождения работ и оперативного анализа их
технологической и экономической эффективности при КРС в конкретных геолого-технических условиях [8].
Первая причинаобусловлена тем, что, несмотря на наличие утвержденных и действующих в рамках предприятия «Исполнителя» согласованных с «Заказчиком» РД на проведение тех или иных видов работ при КРС, в практике выполнения технологических операций допускается произвольное изменение их последовательности, часто оправдываемое непредвиденным отклонением условий проведения производственно-технологических видов работ от предписываемых утвержденным регламентом;
Вторая причинатесно взаимосвязана с первой и обусловлена отчасти пренебрежением, а отчасти неоправданной экономией средств на геофизический контроль и сопровождение операций при КРС как на стадии планирования, так и на стадиях их выполнения и завершения.
Третья причинаобусловлена главным образом отсутствием у персонала отделов геологии и разработки НГДУ, как представителей «Заказчика», необходимых навыков владения приемами научного сопровождения работ при КРС и оперативного анализа их технологической и экономической эффективности.
Какие меры необходимо предпринять, чтобы исправить сложившуюся ситуацию в отношении недостаточной эффективности работ при КРС, в каком направлении надо сделать решающие шаги, чтобы переломить существующие и достаточно устоявшиеся тенденции в этом вопросе?
На наш взгляд наиболее эффективными в плане исправления сложившейся ситуации могут стать следующие меры, а именно:
- на первом этапе- выбор конкретной скважины (объекта) для КРС
должен быть основан на тщательно взвешенном и обоснованном прогнозе ее
промысловой перспективности в качестве объекта нефтедобычи.
Особенно важно оценить находится ли данный объект (скважина, пласт) в пределах участка залежи с достаточно высокой плотностью остаточных запасов, извлечение которых позволит не только окупить все затраты на КРС, но также обеспечит получение дополнительной прибыли от его эксплуатации;
- вторым этапомпланирования работ должен стать выбор вида КРС
максимально соответствующего геолого-физическим условиям выбранного
объекта (скважина, пласт). При этом если выполнение первого этапа строится
на применении современного информационного сопровождения основанного,
как правило, на построении компьютерных моделей продуктивного пласта
отражающих распределение в нем текущих остаточных запасов, то выполнение второго этапабазируется на результатах предварительного анализа технологической и экономической эффективности всех ранее применявших видов КРС на подобных (по геолого-физическим условиям) объектах (скважина, пласт) с использованием установленных с его помощью геолого-промысловых критериев;
- на третьем этапенеобходимо оценить техническое состояние
конструкции крепи обсаженной скважины с точки зрения его соответствия (или
несоответствия) выбранному на втором этапевиду работ при КРС. В случае
несоответствия - необходимо подсчитать предстоящие затраты на ремонтно-
восстановительные работы крепи скважины и оценить их целесообразность с
точки зрения дальнейшей окупаемости за счет получения дополнительной добычи (прибыли) после завершения всего объема запланированных работ при КРС;
- на четвертом этапе необходимо на основании данных полученных на предыдущих трехэтапах принять решение о целесообразности проведения данного вида КРС на выбранной для этих целей скважине (объекте) и затем составить и утвердить технологический регламент, отражающий последовательность выполнения всех ремонтных операций, предусмотрев при этом приемку и сдачу качества выполнения каждой операции на основе геофизических и промысловых методов контроля. В случае несоответствия качества выполнения каждой предыдущей операции согласованным с «Заказчиком» (НГДУ) требованиям, эта операция повторяется до момента ее качественного завершения.
В качестве наглядного примера низкой эффективности КРС, обусловленной несоблюдением выше сформулированных рекомендаций, является опыт строительства боковых стволов (БС) на Туймазинском месторождении в последние годы.
Особенностью бурения БС Туймазинского месторождения является их
проводка на два продуктивных горизонта - кизеловский и девонский. Причем
параметры БС по величине отхода и зенитному углу в обоих случаях
закладываются практически одинаковые и составляют по зениту 30°-60° по
отходу - 45-50 м, несмотря на то, что обводненность по этим горизонтам
отличается практически в два раза (по кизеловскому - 45-50%, по девонскому -
92-98%). При этом направление бурения БС по азимуту, как правило, не
задается.
Общая оценка промысловой эффективности подобных скважин показала, что в ряде случаев (>30%) их продуктивность и обводненность не соответствуют
прогнозным оценкам. Так, например, если начиная с 1996 года суммарное
количество нефти добытой из БС на ЦДНГ-1 составляло на 2000 год - 89,79
тыс.тонн, то добыча нефти из БС по годам имеет менее оптимистичный
показатель, а именно: максимальная годовая добыча из БС была достигнута в
1998 году (39,49 тыс.тонн) и с тех пор она неуклонно снижалась (1999 г.-35,38
тыс. тонн, 2000 г. - 6,24 тыс.тонн), достигнув тем самым показателя 1997 года -
6,49 тыс.тонн.
Для выявления факторов влияющих в нашем примере на промысловую эффективность БС была изучена связь продуктивности и обводненности БС с величиной зенитного угла и отходом от вертикали. Результаты исследований показали, что в случае кизеловского горизонта оптимальная величина отхода БС от вертикали (обеспечивающая обводненность в пределах 20-30%) составляет 40-60 м, а в случае девонского горизонта, оптимальная величина отхода БС от вертикали (с учетом обеспечения той же обводненности) должна составлять 500 - 600 м.
Для обоснования выбора азимута заложения БС с помощью программы, компьютерного моделирования «СИГМА-ПРОКСИ» (г.Москва) был также проведен анализ геологической и промысловой информации, который позволил получить карты распределения обводненности по выбранному участку месторождения и сопоставить их со структурными картами продуктивных отложений кизеловского и девонского горизонтов.
Сопоставление фактических азимутов полученных по данным инклинометрии для пробуренных БС с картами распределения обводненности пласта показал, что в большинстве случаев они закладывались в сторону зон с нарастающей обводненностью. При этом было установлено, что зоны максимальной обводненности, как правило, приурочены к участкам понижения профиля продуктивных отложений, т.е. крыльевым участкам антиклинальных структур.
На основании проведенных исследований были сформулированы следующие рекомендации по выбору азимута заложения ствола БС и величины его отхода в зависимости от типа продуктивных отложений на Туймазинском месторождении, а именно:
- азимут заложения ствола БС должен выбираться на основании учета как минимум двух критериев: характера распределения плотности остаточных запасов на данном участке месторождения (залежи) и направления ствола БС по отношению к фронту распространения вод, нагнетаемых через скважины системы ППД. Чем больше будет угол между стволом БС и фронтом нагнетания от ближайшей к нему скважины тем выше будет темп обводнения продукции из БС и, соответственно, короче продолжительность безводного периода добычи дополнительной продукции.
- отход от вертикали ствола БС как правило должен выбираться с учетом среднего уровня обводненности продуктивного пласта выбранного для зарезки: с ростом отхода снижается обводненность и растет содержание нефти в добываемой продукции. При этом оптимальная величина отхода от вертикали должна лежать для терригенных коллекторов девона в пределах 500-600 м, а для карбонатных коллекторов верхнего карбона в пределах 40-60м.
Особенно тревожным симптомом, выявленным при эксплуатации БС является значительное снижение величины удельных дебитов нефти (дебит с одного метра открытого ствола БС) с ростом длины БС в продуктивном пласте и, соответственно, более быстрый рост их обводненности.
Анализ влияния геолого-технических и геолого-технологических факторов на продуктивность БС показал, что она в существенной степени зависит от длины БС, коллекторских свойств пласта выбранного для зарезки и его начальной нефте- и водонасыщенности, а именно:
- оптимальная длина БС для получения максимальных дебитов по нефти для терригенных коллекторов девонских отложений лежит в пределах от 120 до 180 м, а для карбонатных - в пределах от 40 до 110 м;
- по пористости максимальный эффект от БС достигается при Кп>25% для терригенных и при Кп от 6 до 15% - для карбонатных коллекторов;
по начальной нефтенасыщенности максимальный эффект от БС достигается при Кн>50% для терригенных коллекторов и при Кн от 10 до 70% для карбонатных.
Особенно сильно проявляются недостатки в проектировании заложения БС на многопластовые объекты одного геологического периода разрабатываемые независимо друг от друга. В этом случае влияние ошибок связанных с недоучетом анизотропии их коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств на конечную промысловую и экономическую эффективность БС существенно возрастает [4, 6, 9].
Выводы:
Успешность работ при КРС в значительной степени определяется в первую очередь следующими тремя факторами:
- достоверным знанием характера анизотропии коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта намеченного для ремонтно-восстановительных работ;
- наличием диагностических критериев определяющих диапазон применимости данной технологии КРС для выбранного продуктивного пласта относящегося к конкретному типу отложений;
- оптимизацией технологии КРС применительно к конкретным геолого-физическим и геолого-техническим условиям характеризующим выбранный
для воздействия пласт.
Далее в тексте настоящего пособия дается детальное описание последовательности выполнения и содержания основных технологических этапов при КРС с учетом современных тенденций в ТЭК РФ.
Нам представляется, что предлагаемый подход к решению проблемы повышения эффективности КРС получит признание и поддержку у производственных организаций выступающих в качестве заказчиков так и исполнителей работ.