Актуальность темы диссертационной работы:

Россия относится к числу стран с наиболее крупной сырьевой базой нефтедобычи. Согласно государственному докладу "О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации", перспективные и прогнозные ресурсы нефти страны составляют 13% мировых.

Около 90% ресурсов страны сосредоточено в Западно-Сибирском, Восточно-Сибирском, Дальневосточном нефтегазовых бассейнах (НГБ) и прилегающих к ним шельфовых акваториях.

В основных нефтедобывающих регионах (Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Северный Кавказ) в разработку вовлечено свыше 80% запасов, в то время как запасы Красноярского края, Иркутской области, Республики Саха имеют "очаговое" и, в целом, низкое освоение.

Две трети разведанных запасов были открыты к началу 1980-х гг. Это позволило стране быстро наращивать добычу нефти, уровень которой в 1980-е гг. достигал 557 млн. т.

Высокий уровень добычи нефти поддерживался до конца 90-х г. г. В период политического и экономического кризиса добыча нефти упала к 1995 году примерно до 300 млн. т и держалась на этом уровне до 1999г. В 2000г. она начала быстро расти и к 2006г. достигла 480 млн. т. Вместе с тем, нарастали негативные процессы в воспроизводстве сырьевой базы, связанные со снижением эффективности и объемов геологоразведочных работ, активизировалась выборочная разработка наиболее продуктивных пластов и месторождений, что в итоге привело к изменению состояния сырьевой базы, как в количественном, так и в качественном отношениях.

Основные направления работ по совершенствованию разработки нефтяных месторождений диктуются характерным для большинства нефтедобывающих стран непрерывным ухудшением структуры запасов и увеличением степени их выработки. В этой связи следует подчеркнуть следующее:

1. Ухудшение структуры запасов сопровождается снижением среднего дебита нефти, что оказывает решающее влияние на экономические показатели разработки нефтяных месторождений и предопределяет необходимость применения различных физико-химических и физических методов обработки призабойных зон пласта.

2. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, в частности, низкопроницаемых коллекторов и месторождений на поздней стадии разработки, сопровождается снижением вытесняющей способности рабочих агентов, используемых при традиционных технологиях, в частности, при заводнении, вызывает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (третичные методы - тепловые, газовые, физико-химические), обеспечивающих более высокий потенциал вытеснения нефти, чем традиционные методы разработки.

3. Увеличение доли запасов со сложной геолого-физической и фильтрационной характеристикой продуктивных отложений (малая начальная нефтенасыщенность, слоистая неоднородность, трещиноватость, прерывистость и др.) предопределило развитие работ по увеличению охвата вытеснением.

Работы в указанных выше направлениях ведутся уже в течение нескольких десятилетий. В каждом из них определены приоритеты, созданные в их рамках технологии и технические средства непрерывно совершенствуются. Необходимо отметить, что применение созданных методов увеличения нефтеотдачи в сочетании с методами интенсификации и увеличения охвата вытеснением в адекватных геологических условиях сопровождается достижением высокой нефтеотдачи до 45-50% и более. Тем не менее, потенциал некоторых созданных технологий и технических средств далеко не исчерпан.

нефтяное месторождение нефтеотдача пласт

Учитывая ресурсную базу большинства разрабатываемых месторождений страны, и особенно крупнейшего региона нефтедобычи, каким является Западная Сибирь (недонасыщенность продуктивных коллекторов, рост доли низкопроницаемых и трудноизвлекаемых запасов, поздняя стадия разработки и т.д.), становится очевидным, что на современном этапе развития нефтяной промышленности крайне необходимо научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов для конкретных геолого-физических условиях залегания нефти и применяемой системы разработки (воздействия).

Адресное применение как имеющихся, так и вновь разрабатываемых технологий повышения нефтеотдачи, а также комплексное сочетание гидродинамических, физико-химических и т.п. технологий позволит обеспечить высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и стабилизировать уровень добычи нефти в стране на долгие годы.

Цель работы:

Научно-методическое обоснование выбора и применения комплекса гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами для конкретных геолого-физических условий залегания нефти (низкая начальная нефтенасыщенность, высокая степень выработки пластов, низкая проницаемость коллекторов) и применяемой системы разработки (воздействия).

Основные задачи исследования:

анализ геолого-физических характеристик и состояния разработки месторождений Западной Сибири;

анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири;

определение приоритетных направлений работ по применению методов увеличения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири;

разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения;

обоснование и проведение экспериментальных исследований по оптимизации композиций химреагентов для интенсификации добычи нефти и перераспределения фильтрационных потоков в пластах;

создание и испытание новых технологий повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Основные методы решения поставленных задач:

Теоретическое обобщение и экспертный анализ литературного материала и промысловых данных; разработка и использование методики критериального выбора объектов; постановка и проведение экспериментальных исследований по оценке физико-химических и нефтевытесняющих свойств композиций химреагентов; разработка программ и проведение промысловых испытаний технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов; оценка их технологической эффективности.

Научная новизна диссертационной работы: состоит в том, что в ней впервые:

1. Разработана методика критериального выбора объектов для реализации процесса нестационарного заводнения, проведена классификация трудноизвлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" по песчанистости, степени неоднородности, расчлененности, выработанности и обводненности.

2. Обоснован физико-химический метод повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов с помощью термоустойчивой эмульсионной композиции для конкретных геолого-физических условий и применяемой системы разработки.

3. Экспериментально обоснованы оптимальные составы ПАВ-кислотных гидрофобизирующих и эмульсионных композиций химреагентов в целях интенсификации добычи нефти, увеличения приемистости скважин, перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости для конкретных геолого-физических условий.

4. Предложена комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов состоящая из комбинации нестационарного гидродинамического воздействия в сочетании с переменой направления фильтрационных потоков с помощью физико-химических (эмульсионных) методов и интенсификации притока в добывающих скважинах и проведены промысловые испытания на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз".

Практическая ценность работы:

1. Выявлены негативные процессы и тенденции изменения структуры остаточных запасов месторождений Западной Сибири, находящихся на поздней стадии разработки.

2. Проведен анализ эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождениях с ухудшенными коллекторскими свойствами, низкой начальной нефтенасыщенностью и высокой выработкой пластов (Аригольском, Суторминском, Аганском).

3. Определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" для применения технологии нестационарного воздействия.

4. В реальных промысловых условиях испытаны новые кислотные композиции с низким межфазным натяжением для интенсификации добычи нефти, составы обратных эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.

5. Результаты исследований и испытаний комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов с применением физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов явились основой монографии Крянев Д.Ю. Нестационарное Заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. М.: ОАО "Всерос. нефтегаз. науч. - исслед. ин-т", 2008. - 208 с. и подтверждены 9-ю патентами.

6. В результате внедрения положений диссертационной работы для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" дополнительно получено более 135 тыс. т нефти, на месторождениях ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" - 110 тыс. т нефти.

7. Результаты диссертационной работы и полученные выводы являются основой для дальнейшей разработки и внедрения физико-химических технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов. Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011 гг. на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" составит более 570 тыс. т.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Методика критериального выбора объектов разработки для проведения нестационарного заводнения на пласт.

2. Результаты оценки применимости нестационарного воздействия на объектах разработки месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" с трудноизвлекаемыми запасами.

3. Оптимизация композиций химреагентов для интенсификации добычи нефти и перераспределения фильтрационных потоков в пластах на основе полученных результатов экспериментальных исследований.

4. Разработка и установление возможности использования композиции термоустойчивой обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости и изменения направления фильтрационных потоков.

5. Комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (нестационарное воздействия в сочетании с адресными обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков) в целях улучшения показателей разработки и увеличения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз".

Апробация работы:

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях научно-технического совета ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" (г. Мегион), научно-практическом семинаре "Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья" 28-29 сентября 2005 г., г. Сургут, академической международной конференции "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири", 11-13 октября 2006 г., г. Тюмень, научно-практической конференции "Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО "Газпром нефть" 18-20 декабря 2006г., г. Ноябрьск, международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" 18-19 сентября 2007 г., г. Москва.

Научные публикации и личный вклад автора.

По результатам выполненных научных исследований автором диссертации опубликовано 39 работ, в том числе 1 монография, 9 патентов,20 статей и составлен руководящий документ на технологический процесс. Все работы, отражающие основное содержание диссертации, опубликованы в центральных нефтяных изданиях, а также сборниках трудов и избранных материалах научно-практических конференций.9 работ опубликовано в изданиях, включенных в "Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации" и рекомендуемых ВАК.

Автору принадлежат постановка задач исследований, разработка технологий и методик исследований, непосредственное участие в экспериментальных и опытно-промышленных работах, анализ и обобщение результатов опытно-промышленных работ.

Объем и структура работы:

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы, включающего 175 наименований. Работа изложена на 358 страницах машинописного текста, содержит 94 рисунка, 80 таблиц.

Автор благодарит сотрудников Центра повышения нефтеотдачи пластов ОАО "ВНИИнефть" за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы, а также сотрудников ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" за помощь и поддержку при организации опытно-промышленных работ.

Содержание диссертации

В первой главе изложены основные проблемы разработки месторождений Западной Сибири.

Важнейшая особенность сырьевой базы нефти Западной Сибири заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. Главный фактор - высокая концентрация запасов в крупных и крупнейших месторождениях (Самотлорском, Федоровском и др.). Другие благоприятные факторы - приуроченность значительных запасов к средне - и высокопроницаемым коллекторам, высокая продуктивность месторождений, преобладание малосернистых и безсернистых нефтей.

Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - является важнейшим нефтедобывающим регионом России и располагает мощным нефтегазовым комплексом (56 и 4% от общероссийской добычи нефти и газа соответственно), который базируется на наиболее крупных запасах нефти в стране. Наиболее значительными являются Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Быстринское, Приобское, Красноленинское. В результате многолетней интенсивной отработки многие из этих месторождений в значительной степени выработаны и обводнены. Степень выработанности Самотлорского месторождения - 68%, Мамонтовского - 79%, Федоровского - 67%. Основные промысловые объекты этих месторождений, как правило, выработаны более чем на 90%. Из-за выборочной разработки наиболее крупных и высокодебитных месторождений и залежей структура разведанных запасов нефти в Ханты-Мансийском АО непрерывно ухудшается.

Общий потенциал неразведанных ресурсов нефти округа является практически крупнейшим в России, хотя и не предвещает улучшения качественных характеристик сырьевой базы. Большая часть неосвоенных и слабоосвоенных запасов региона относится к категории трудноизвлекаемых.

Добыча нефти в округе после пикового значения в 1987 г. неуклонно снижалась вплоть до 1996 г., когда было добыто всего 161 млн. т. Начиная с 1997 г. добыча нефти в округе начала расти (в среднем по 5% в год), что может свидетельствовать о стабилизации нефтедобывающего комплекса округа и Западной Сибири в целом.

Выработка начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий составила 50%, текущий КИН - 0,175.

Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) в 2003 г. обеспечивал 77% добычи газа в стране и 11% - нефти и конденсата.

На территории округа в пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской нефтегазоносных провинций открыты крупнейшие газовые месторождения России: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Комсомольское и др. На 17-ти крупнейших месторождениях сосредоточено около 80% запасов газа округа. На газ разрабатываются 34 месторождения.

Более половины запасов газа приурочены к сеноманским отложениям верхнего мела. Природные газы в отложениях сеномана характеризуются в основном метановым составом (96-99%). Газы более глубоких горизонтов содержат до 10-15% тяжелых углеводородов. В целом около 2/3 запасов газа метановые и 1/3 - этаносодержащие бессернистые (рис.1.1.5).

Округ также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, но по сравнению с ХМАО их структура сложнее, так как преобладающую роль имеют нефти высокой плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояхское месторождения).

На нефть разрабатываются 43 месторождения, крупнейшие из них - Суторминское, Барсуковское, Тарасовское, Харампуровское. В разрабатываемых залежах сосредоточено 47% текущих разведанных запасов нефти.

Первый пик добычи жидких углеводородов в регионе был достигнут в 1990г. В дальнейшем, в течение 10 лет добыча неуклонно снижалась. С 2001г. производство нефти и конденсата растет в среднем на 15% в год. В 2004г. добыча составила 53 млн. т., вплотную приблизившись к предыдущему пиковому значению.

Подавляющая часть (около 90%) разведанных запасов нефти Западной Сибири приходится на месторождения, открытые до 1990г. К настоящему времени базовые месторождения в Западной Сибири и Урало-Поволжья, обеспечивающие свыше 70% текущей добычи нефти в стране, вошли в позднюю стадию разработки и характеризуются прогрессирующим ухудшением структуры запасов и технико-экономических показателей добычи.

На месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) средняя обводненность достигла 83%. Дебиты скважин в среднем по России снизились за последние 10 лет в 5 раз, в ХМАО - в 3 раза и стабилизировалась с 1996 г. на уровне 10,4-10,7 т/с. Доля месторождений с падающей добычей превышает 60%, доля низкорентабельных трудноизвлекаемых запасов возросла до 55%.

Основные крупные и уникальные месторождения ХМАО (Самотлорское, Мегионское, Аганское, Талинское Правдинское, Мамонтовское и др.) характеризуются дебитом по нефти от 6 до 20 т/сут (в среднем 12,3 т/сут), высокой степенью обводненности продукции - от 75% до 93% (в среднем 90%), высокой выработанностью запасов - от 65 до 85% (в среднем 70%) и находятся в поздней стадии разработки.

Анализ литературных данных показывает, что из числящихся на балансе текущих запасов нефти, при сохранении применяемых на них технологий разработки, может быть не отобрано около миллиарда тонн запасов.

Одна из причин недобора утвержденных извлекаемых запасов - допущенная с начала разработки чрезмерная несбалансированная с отборами жидкости закачка воды, вызвавшая преждевременное обводнение продукции скважин. За небольшим исключением на большинстве месторождений округа безудержная закачка воды вот уже несколько лет идет на убыль, что благоприятно сказывается на состоянии разработки месторождений. Однако негативные последствия массированной закачки воды еще дают о себе знать.

Другой причиной недобора утвержденных извлекаемых запасов является разрежение со временем проектной сетки эксплуатационных скважин. По мере обводнения продукции скважины выводятся из работы, в результате нарушается и расформировывается система разработки. Разреженность первоначальной проектной сетки достигает 5 раз и более.

Совершенно очевидно, что без сгущения сетки и формирования вновь системы разработки, оставшиеся запасы не взять.

Общеизвестна роль эксплуатационного бурения для ввода в разработку новых запасов путем первичного разбуривания их по проектной сетке скважин. Не менее важным является использование эксплуатационного бурения в процессе разработки для повышения эффективности использования уже разведанных и введенных в эксплуатацию запасов нефти. По мере заводнения пласта требуется замена обводнившихся скважин на участках с невыработанными запасами путем бурения дублеров, боковых стволов, резервных скважин с целью повышения эффективности использования запасов.

Однако, остаточные запасы нефти, которые относятся к категории трудноизвлекаемых, невозможно добыть только за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин.

Проблема увеличения нефтеотдачи в настоящее время весьма актуальна для месторождений Западной Сибири, где удельный вес трудноизвлекаемых запасов составляет около 64% и приурочен к низкопроницаемым объектам разработки. В сильно неоднородных пластах, разрабатываемых при искусственном заводнении, нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пластам и зонам, оставляя невытесненной нефть в низкопроницаемых участках. Неравномерные прорывы воды зачастую происходят и в однородных пластах, содержащих нефть повышенной вязкости, за счет неустойчивости фронта вытеснения. Это приводит к тому, что участки залежей нефти, через которые прошел фронт вытеснения, представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных малопроницаемых зон, причем количество последних может достигать 50% от всего нефтенасыщенного объема.

При этом создались такие условия, когда происходит разбалансировка системы их рациональной разработки, предусмотренной в проектных документах. Это означает потери не только в текущей добычи нефти, но и в конечной нефтеотдаче пластов.

На основании приведенных в первой главе данных сделаны следующие выводы:

Большинство остаточных запасов месторождений Западной Сибири относится к категории трудноизвлекаемых.

Разбалансировка системы рациональной разработки, предусмотренной в проектных документах, приводит к тому, что извлечение остаточных запасов традиционными способами малоэффективно (за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин).

Существующее производство слабо ориентировано на работу с трудноизвлекаемыми запасами. В данной ситуации первостепенной задачей является задача стабилизации нефтедобычи на месторождениях Западной Сибири.

Создавшееся положение предопределяет необходимость разработки новых и совершенствования имеющихся методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти применительно к конкретным геолого-физическим условиям конкретных месторождений и свойств пластовых флюидов.

Во второй главе рассмотрены основные характеристики месторождений ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" и ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"

Ноябрьский регион является одним из наиболее северных районов добычи нефти Тюменской области. В геологической части месторождения относятся к Северной части Сургутского свода и восточная часть месторождений к южной части Надым-Пурпейской группе.

Для большинства месторождений, относящихся к Сургутскому своду, характерна пониженная, по сравнению с южной группой, проницаемость - до 30-50Ч10^-3 мкм², повышенная расчлененность, зональная и слоистая неоднородность, по ряду пластов отмечается пониженная нефтенасыщенность; все это, особенно при наличии гидрофильного полимиктового коллектора, приводит к быстрому прорыву к добывающим скважинам собственной и закачиваемой воды. Нефти этих месторождений содержат значительное количество парафинов и смол, на завершающей стадии разработки отмечается явление выпадения в скважинах солей и гипсов, перемешанных с песком и АСПО.

Пласты Надым-Пурпейской группы отмечаются еще большей расчлененностью, наличием подстилающей воды, повышенной заглинизованностью пластов, а также высоким газовым фактором и даже наличием газовых шапок.

Коллекторы представлены в основном полимиктовыми песчано-алевролитовыми породами с небольшим (до 8%) количеством карбонатного цемента, что позволяет эффективно проводить солянокислотные обработки призабойной зоны пласта.

Сравнительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пластов, низкая проницаемость (0,2-0,05 мкм²), невысокая песчанистость (0,34-0,5) и высокая расчлененность (3-5), довольно низкий коэффициент вытеснения (0,5) создают проблемы на протяжении всего периода разработки.

Характерной особенностью геологического строения следует считать относительно низкую нефтенасыщенность пластов, которая составляет 0,55-0,65. Низкая нефтенасыщенность обуславливает высокую (до 20%) обводненность скважин, вводимых из бурения; высокую гидрофильность пород-коллекторов, особенно в сильно расчлененных объектах; чем ниже проницаемость прослоя, тем ниже его нефтенасыщенность, следовательно, выше гидрофильность.

Высокая гидрофильность часто приводит к отключению из разработки низкопроницаемых прослоев при попадании в ствол скважины пресной воды за счет капиллярной пропитки и образования стойких водонефтяных эмульсий. Следствием этого является постоянное снижение дебитов по жидкости в процессе эксплуатации скважин, а также необходимость проведения большого объема работ по воздействию на пласт для восстановления притока жидкости. В первую очередь, выше отмеченное относится к месторождениям, находящимся за пределами Сургутского свода, таким как Суторминское, Муравленковское и Вынгапурское.

Характерной особенностью геологического строения анализируемых продуктивных пластов является наличие обширных водонефтяных зон, занимающих, как правило, 20-100% площади нефтяной залежи. Мощные водоносные горизонты часто залегают в нескольких метрах выше и ниже нефтяных пластов, что ухудшает работу добывающих и нагнетательных скважин. Другие параметры рассматриваемых пластов довольно благоприятны: пористость составляет 0,17-0,2, нефть маловязкая - 2,2 мПа^Чс, давление насыщения 10-12 мПа при начальном пластовом 25-26,5 мПа, газовый фактор в среднем составляет 50-70 м³/т.

Крупнейшими месторождениями ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" являются Сугмутское, Суторминское, Вынгапуровское и Спорышевское месторождения, на которые приходится до 46% запасов компании.

В настоящее время, в основном, выработаны активные запасы нефти, а остальные неизвлеченные относятся к категории трудноизвлекаемых и характеризуется значительной обводненностью продукции (более 75%). К ним можно отнести пласты БС₇, БС²₁₀ Суторминского, пласт БС¹₁₁ Холмогорского, пласт БС₁₁ Пограничного и пласт БС₁₂ Западно-Ноябрьского месторождений, а также газонефтяную залежь пласта БВ₈ Вынгапурского месторождения.

Особенности разработки рассматриваемых объектов полностью определяются геологическими свойствами пластов: литологической неоднородностью, расчлененностью, низкой нефтенасыщенностью и в несколько меньшей степени реализуемыми системами разработки.

Все анализируемые продуктивные пласты разрабатываются с заводнением, причем в основном с первых лет разработки.

Добыча нефти на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз" началась с введения в разработку Холмогорского месторождения в 1976 году. К началу девяностых годов в разработке находилось уже 12 месторождений. Максимальный объем добычи был достигнут в 1989 г. и составил более 41,2 млн. т в год. Неэффективная разработка запасов, при которой приоритетом служили валовые объемы добычи, а не экономическая рентабельность, привела к тому, что после достижения этого пика добыча стала резко снижаться, и даже ввод новых месторождений в середине девяностых годов не привел к стабилизации или хотя бы снижению темпов спада производства. Годы неэффективной разработки отразились на производительности скважин, упавшей с 1991 года более чем на 50%.

Тенденция спада производства усилилась за счет сокращения внутреннего спроса в России в начале 90-х годов. В период с 1990 по 1995 год объемы добычи нефти ОАО "Ноябрьскнефтегаз" ежегодно снижались в среднем на 12%. Однако в 1996-1999 годах, темпы падения замедлились. Со второго квартала 2000 года добыча стала расти ускоренными темпами, и к середине десятилетия приблизилась к своему историческому максимуму, достигнутому в 1989 году.

На месторождениях, прошедших пик добычи, применяются методы вторичной нефтеотдачи. В настоящее время основной целью недропользователя является максимизация коэффициента извлечения нефти (КИН), которая предполагает повышение КИН в среднем по месторождениям с 30% сейчас до 40% в 2020 году.

Нефтяные месторождения, разрабатываемые ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", расположены в Нижневартовском и Сургутском районах Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Динамика ввода месторождений, разрабатываемых в настоящий момент ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", показывает, что Мегионское, Ватинское, Мыхпайское, Аганское и Северо-Покурское месторождения (первая группа месторождений), на долю которых приходится более 70% суммарных извлекаемых запасов нефти, была введена в разработку в период с 1964 по 1980 г.

Далее, в период 1980-1990 гг. была начата эксплуатация Южно-Аганского, Ново-Покурского, Кетовского, Покамасовского, Южно-Покамасовского и Кысомского месторождений (вторая группа), запасы которых в преобладающей части, за исключением Южно-Аганского месторождения, приурочены к юрским залежам.

В течение 1993-2005 гг. в разработку вводились Северо-Островное, Чистинное, Южно-Локосовское, Аригольское, Северо-Ореховское, Западно-Асомкинское, Узунское, Максимкинское, Ининское, Ачимовское и Тайлаковское месторождения (третья группа), запасы нефти которых относятся в основном (82%) к юрским и ачимовским отложениям.

Анализ данных показывает, что максимальный проектный КИН составляет 0,506 для Ю-Аганского месторождения, для четырех месторождений КИН изменяется от 0,415 до 0,487 (Аганское, Ватинское, Новомолодежное и Кысомское), а для остальных не превышает 0,4. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равняется 0,241. Все это свидетельствует о необходимости применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно добываемой воды. Возможные перспективы добычи нефти во многом обуславливаются качеством остаточных запасов нефти и эффективностью мероприятий по их извлечению. Залежи нефти месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", в соответствии с их фильтрационно-емкостными свойствами, были ранжированы по трем основные группам: высоко-, средне - и низкопродуктивные. В структуре начальных извлекаемых запасов преобладают высокопродуктивные залежи (ВПЗ) - на их долю приходится 50,2% запасов нефти, на долю низкопродуктивных (НПЗ) - 26,9%, на долю среднепродуктивных (СПЗ) - 22,9% (рис.1а).В отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи - 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных - 20% (рис.1б).

а) б)

Рисунок 1 Распределение начальных (а) и текущих (б) извлекаемых запасов нефти согласно классификации залежей по степени продуктивности

Анализ динамики темпов отбора от НИЗ и динамики долевого вклада разнопродуктивных залежей в суммарный объем добываемой нефти свидетельствует о том, что основная доля добычи нефти (более 60%) до 1996 г. формировалась за счет выработки высокопродуктивных запасов. В последующий период их доля плавно снижалась, и в 2005 г. составила 40,7%.

Очевидно, что основной объем извлекаемых запасов нефти уже в обозримом будущем будет приурочен к средне - и низкопродуктивным коллекторам.

Несмотря на большое количество остаточных извлекаемых запасов (52%), приуроченных к низкопродуктивным коллекторам, ввод их в разработку осложнен тем фактом, что более трети таких запасов приурочены к новым месторождениям, характеризующимся отсутствием промышленной инфраструктуры для обеспечения процесса добычи нефти.

Тем более актуальным является применение таких геолого-технических мероприятий на старых месторождениях, содержащих высокопродуктивные запасы, которые позволят обеспечить доизвлечение остаточных запасов нефти.

Наиболее крупные месторождения с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3-й и 4-й стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).

Степень выработанности этих месторождений колеблется в пределах 64,4-85,8%, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.

Краткий анализ разработки Суторминского месторождения (Ноябрьский регион), изложенный во второй главе показал, что в настоящее время основными объектами разработки с наилучшими по качеству запасов нефти являются 5 основных пластов БС₇, БС₉¹, БС₁₀¹, БС₁₁, БС₁₀², к трудноизвлекаемым запасам относятся пласты БС₉², БС₁₁⁰, БС₁₂, БС₁₈ и ЮС₁, именно по этим пластам в настоящее время отбор от утвержденных извлекаемых запасов наименьший и составляет от 0 до 7 %.

В целом по месторождению, открытому в 1975 г., ожидаемая величина КИН составляет 0,258 при утвержденной величине 0,292. По всем пластам, за исключением БС₉¹ (наилучшего по качеству запасов) утвержденный КИН не достигается.

Выработка запасов по залежам нефти пластов Суторминского месторождения происходит неравномерно. Наибольшие по абсолютной величине остаточные запасы нефти сосредоточены в пластах БС₁₀¹, БС₇ и БС₁₀², обводненность по которым достигла величин 79; 89; и 87 % соответственно. Вместе с тем, отбор от утвержденных извлекаемых запасов по пластам БС₁, БС₁₂, БС₀, БС₅ и др. остается низким.

Природными факторами, обусловившими неравномерную выработку запасов, являются низкая начальная нефтенасыщенность, гидрофильность коллекторов и их неоднородность по проницаемости.

Основные методы довыработки запасов по коллекторам с максимальной начальной нефтенасыщенностью - циклическое заводнение с переменой направления потоков и проведение изоляционных работ по промытым пропласткам.

Анализ процесса разработки Аганского нефтяного месторождения, расположенного в Нижневартовском районе ХМАО, показывает, что месторождение, промышленная эксплуатация которого осуществляется с 1973 г., находится в настоящее время на 4-ой стадии разработки. В разрезе слагающих пород выделено 22 продуктивных объекта, залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям. Основными объектами разработки, определяющими добычу нефти на месторождении, являются пласты БВ₈ и БВ₉, содержащие 73% всех балансовых запасов нефти.

В настоящий период разработки продуктивные пласты Аганского месторождения характеризуются различной степенью выработанности запасов нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению в целом составляет 0,406 (утвержденный по запасам категорий АВС1 - 0,511) при обводненности продукции 91,5%. По основным объектам разработки текущий КИН варьирует в диапазоне от 0,401 (объект БВ₉) до 0,546 (объект БВ₈).

Аригольское месторождение открыто в 1992г., в промышленную разработку месторождение введено в 2000г., в настоящее время находится в стадии растущей добычи нефти. Промышленная нефтеносность связана с отложениями пласта ЮВ₁¹, который представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для пласта характерна послойная и зональная неоднородность, которая выражается в частом чередовании разных типов пород по разрезу, их взаимном замещении по простиранию, изменениях литологических характеристик пород. На отдельных участках залежи количество прослоев разной проницаемости может изменятся от 4 до 29. Указанные особенности предопределяют изменчивость физических свойств коллекторов, как по разрезу, так и по площади.

Интенсивное разбуривание залежи в период 2003-2004 гг., превышение показателей по вводу добывающих и нагнетательных скважин над проектными показателями, а также по уровням добычи жидкости привело к стремительному снижению пластового давления на участках разработки. В 2003 году оно снизилось более чем на 2 МПа, что потребовало усиления системы заводнения.

В связи с начальной стадией разработки объект Ю₁ характеризуется невысокой обводненностью продукции - за период 1999-2003 гг. продукция была практически безводной (обводненность не превышала 5%). В 2004г. обводненность продукции составила 18,2%, Среднегодовая обводненность скважин за 2005г. составила 27,0 % при проектной 27,2 %.

К концу 2006 г. фактическая обводненность достигла, в среднем по залежи, 52,9 % (рис.2), при этом по отдельным зонам обводненность изменяется от 10 до 80 %.

Рисунок 2 Динамика обводненности пласта Ю₁ Аригольского месторождения

Значительное увеличение обводненности с 3,7 (в 2003г.) до 52,9% (в 2006г.) обусловлено влиянием закачки после проведения большеобъемных ГРП.

Кроме того, опережающими темпами осуществляется и эксплуатационное разбуривание залежи объекта Ю₁. Так, фактический объем бурения в 2005г. превысил проектный и составил 68,5 тыс. м (при проектном метраже - 26 тыс. м).

Исходя из сложившихся условий разработки объекта Ю₁, очевидно, что необходим комплекс мероприятий по повышению эффективности существующей системы разработки и стабилизации прогрессирующей обводненности.

В третьей главе представлен анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи на Суторминском, Аганском и Аригольском месторождениях, рассмотрены основные цели и условия эффективного применения методов повышения нефтеотдачи.

Заводнение нефтяных залежей - высокопотенциальный освоенный промышленностью метод разработки нефтяных месторождений. Он применяется в широких масштабах во всех нефтедобывающих странах и позволяет увеличивать конечную нефтеотдачу пластов в 1,5-2,5 раза по сравнению с нефтеотдачей пластов при разработке на естественных режимах растворенного газа и газовой шапки.

Вместе с тем при заводнении нефтяных залежей 10-30% от начальных дренируемых геологических запасов нефти остаются не охваченными заводнением в слабопроницаемых слоях и пропластках и примерно столько же от начальных запасов нефти остаются в заводненных зонах в рассеянном состоянии (в крупных порах). Недренируемые запасы нефти в обособленных линзах зависят от степени прерывистости пласта и плотности сетки скважин. При детальном изучении строения пластов их можно свести до минимума. Остаточные запасы нефти в дренируемых зонах залежей при заводнении определяются в основном тремя факторами:

неоднородностью пластов по проницаемости и размерам пор;

вязкостью нефти;

межфазным натяжением на контакте нефти с водой.

Уменьшение отрицательного влияния этих факторов - основная цель методов повышения нефтеотдачи пластов, основное средство снижения их остаточной нефтенасыщенности.

Вопросами повышения нефтеотдачи пластов занимались такие ученые как Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Амиян В.А., Баишев Б.Т., Блажевич В.А., Боксерман А.А., Бученков Л.Н., Газизов А.Ш., Глущенко В.Н., Горбунов А.Т., Девятов В.В., Жданов С.А., Желтов Ю.В., Ибрагимов Л.Х., Маляренко А.В., Мищенко И. Т, Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Сургучев М.Л., Хисамутдинов Н.И., Хлебников В.Н. и многие другие.

Анализ литературных данных показывает, что можно выделить четыре основных направления, в которых ведутся исследования в области повышения эффективности разработки залежей нефти:

совершенствование технологии и систем разработки залежей с применением гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации;

интенсификация добычи нефти за счет применения методов воздействия на призабойную зону пласта;

ремонтно-изоляционные работы по ограничению водопритока из обводненных пластов и селективной изоляции за счет применения методов воздействия на призабойную зону пласта;

применение методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Все методы воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи пластов делятся на пять основных групп:

гидродинамическое воздействие закачкой значительных масс воды для поддержания или увеличения начального пластового давления;

тепловое воздействие на систему “пласт - насыщающие жидкости”;

физико-химические методы, основанные на использовании химических реагентов типа ПАВ, полимеров, кислот и т.д.;

газовые методы, основанные на использовании азота, диоксида углерода, дымовых газов, метана, природного газа и других подобных веществ;

группа комбинированных методов, сочетающих одновременно различные принципы воздействия.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется комбинированный принцип воздействия. Практически все принципы воздействия сочетаются с рациональным размещением скважин, так как наибольшая эффективность достигается лишь при оптимальном для данного метода размещении скважин. Тем не менее, дифференцированный подход к рассмотрению различных методов повышения нефтеотдачи целесообразен, так как позволяет устанавливать эффективность того или иного метода, разрабатывать необходимую технологию, а также формировать требования к оборудованию.

Физико-химические и газовые методы иногда представляют в виде четырех групп:

1. Методы физико-химического совершенствования гидродинамического воздействия в результате использования таких химических веществ, как поверхностно-активные вещества, полимеры, кислоты, щелочи и т.д.

2. Методы смешивающегося вытеснения нефти жидкими и газообразными рабочими средами;

3. Методы несмешивающегося вытеснения жидкими и газообразными средами.

4. Методы вытеснения гетерогенными средами.

Основу эффективных технологий составляют методы воздействия, основанные на:

1. Снижении энергии взаимодействия нефти с породой за счет диспергирования нефти, снижении межфазных натяжений (МФН), повышении относительной фазовой проницаемости для нефти и воды, повышении охвата пласта вытеснением (закачка водорастворимых неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ), щелочей).

2. Изменении вязкости и подвижности вытесняющего агента, приводящем к повышению охвата пласта за счет снижения соотношения подвижностей воды и нефти. (растворы полимеров, полидисперсных и газожидкостных систем).

3. Использовании упругих свойств породы и пластовых флюидов, инициирующих упругие силы пластовых флюидов и породы, обеспечивающих межслойный массообмен (циклическое заводнение с химреагентами).

Анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи на Суторминском месторождении показал, что в целом по месторождению можно выделить 2 периода по обеспечению прироста КИН:

1-й период - с 1987г. по 1992г., характеризуется интенсивным разбуриванием и вовлечением в разработку новых запасов на основных пластах месторождения;

2-й период - с 1997г. по 2001г., связан с вводом в разработку других пластов, отнесенных авторами проектных документов к числу возвратных объектов, а также с вводом скважин из неработающего фонда и проведением мероприятий по повышению нефтеотдачи - гидродинамические методы, выравнивание профиля приемистости, ГРП и кислотные обработки. В этот же период проводили на отдельных скважинах ремонтно-изоляционные работы, которые в 2004-2005 гг. были полностью прекращены.

В последние годы проводили различные виды мероприятий, которые можно разделить на несколько групп:

· переводы скважин в эксплуатацию на выше - и нижележащие пласты (возвраты и приобщения);

· бурение вторых стволов;

· гидроразрыв пласта (ГРП);

· перфорационные работы (дострелы, перестрелы, щелевая гидропескоструйная перфорация)

· кислотные ОПЗ скважин для интенсификации добычи нефти (СКО, ГКО);

· комплексные и прочие ОПЗ (промывка ПЗП растворами ПАВ для борьбы с гидратными пробками, АСПО, солеотложениями и т.п.);

· ремонтно-изоляционные работы (РИР) и водоизоляционные работы (ВИР);

· гидродинамические методы (циклическое заводнение, повышение давления закачки, форсированный отбор жидкости) и технологии выравнивания профилей приемистости (ВПП).

Основными мероприятиями повышения нефтеотдачи пластов на месторождении в анализируемый период являлись гидродинамические методы (на 99,5% - циклическое заводнение) и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

В целом по технологической эффективности все анализируемые мероприятия по состоянию на 01.01.2006 г. распределяются следующим образом:

· наиболее эффективными являлись работы по бурению боковых стволов. Удельный технологический эффект составил 16,5 тыс. т нефти на 1 скважино-операцию;

· проведение ГРП обеспечило среднюю добычу 3,4 тыс. т дополнительной нефти на 1 скважино-операцию, причем эффективность проведения ГРП в 2003-2005 г. г. увеличилась и составляет соответственно 3,9, 2,1 и 2,9 тыс. т нефти/1 скважино-операцию;

· средняя технологическая эффективность работ по возвратам и приобщениям пластов в 2001-2005 г. г. не превышала 2,0 тыс. т нефти/1 скважино-операцию и в среднем составляет 1,8 тыс. т нефти/1 скважино-операцию

· мероприятия по МУН с использованием технологий ВПП и гидродинамических методов имеют среднюю эффективность 818,4 т нефти/1 скважино-операцию и 608,8 т нефти/1 скважино-операцию соответственно;

· очистка скважин и ПЗП от гидратных пробок, АСПО и солеотложений проводилась со средней эффективностью 1053,4 т нефти/1 скважино-операцию;

· перфорационные работы за период 2000-2005 г. г. имеют эффективность 1099,8 т нефти/1 скважино-операцию;

· интенсификация притока при ОПЗ глинокислотными составами в среднем за период 2000-2005 г. г. имеет эффективность 504,8 т нефти/1 скважино-операцию, эффективность СКО составляет 400,2 т нефти/1 скважино-операцию, при этом наблюдается увеличение эффекта от ОПЗ в 2003-2004 г. г. до 748,6 т нефти/1 скважино-операцию. В 2005 г. эффект снизился до 16 т нефти/1 скважино-операцию;

· проведение РИР и ВИР имело среднюю эффективность 312,6 т нефти/1 скважино-операцию;

· средняя технологическая эффективность комплексных ОПЗ составила 315,5 т нефти/1 скважино-операцию.

Для оценки эффективности геолого-технических мероприятий на Аганском месторождении был собран и обобщен весь имевшийся в наличии материал за весь период эксплуатации залежей БВ₈ и БВ₉. Всего, по имеющейся информации, на 01.05.2005г. по фонду пробуренных на залежи БВ₈ и БВ₉ скважин выполнено 5039 ГТМ. Сбор и обобщение информации о ГТМ позволили разделить их на 4 основных вида:

ОПЗ и интенсификация притока;

РИР;

ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн;

выравнивание профиля приемистости.

По выделенным технологиям было проанализировано 3552 скважино-операции.

Для детализации анализа выполненных ГТМ по ОПЗ весь период эксплуатации залежи БВ₈ разбит на 3 периода: 1973-1982г. г., 1983-1992г. г. и 1993-2005г. г. Анализ первичного материала показал, что при выполнении интенсификации притока основная роль на первом этапе принадлежала дострелам и СКО, удельный вес этих ГТМ 51 % от общего количества выполненных. На втором этапе эксплуатации на первые роли выходят операции по промывке скважин от солеотложений - 30 % от всех ГТМ, ГКО и дострелы, соответственно 13 % и 12 % от общего объема выполненных мероприятий. На третьем этапе основное внимание уделяется операциям по соляно-глинокислотным обработкам пласта, их доля составляет 43% от всех проведенных обработок. В то же время во многих случаях кислотные обработки сочетали с другими видами воздействия, применяли множество различных технологических схем, по которым, как правило, выполнено значительно меньшее количество обработок.

Анализ эффективности ГТМ по интенсификации притока по добывающим скважинам, находившимся перед вводом в эксплуатацию в бездействии, простое или контрольном фонде показал, что в целом успешность таких мероприятий составляла 85,7 %. Средние приросты дебитов на одну скважино-операцию составляли 6,1 т/сут, а средняя дополнительная добыча нефти по ним получена в объеме 3,3 тыс. т.

Наибольшая эффективность отмечается для работ, связанных с дострелами новых интервалов. Для скважин, находившихся в бездействии перед ГТМ, это так же характерно: прирост дебитов изменяется от 42 до 134 т/сут на первом и втором этапах и составляет 4,5 т/сут на третьем (рассматриваемом) этапе эксплуатации.

При анализе эффективности работ по увеличению приемистости на нагнетательном фонде скважин отмечаются те же тенденции, что и для добывающего фонда скважин, которые заключаются в том, что наиболее эффективны кислотные обработки (СКО и ГКО). Причем максимальный эффект отмечается для работ по ГКО, ГКО с дострелом, СКО в комплексе с гидровоздействием.

Работы по ограничению водопритока (РИР) со стороны добывающих скважин являются одним из основных видов мероприятий в условиях разработки неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам нефтяных залежей с высокой обводненностью добываемой продукции.

Анализ эффективности проведенных работ проводился на основе соответствующих технологических схем проведения работ:

- отсечение обводненного интервала цементным мостом;

- отсечение обводненного интервала с реперфорацией;

- перевод на Б₈;

- изоляция обводненного интервала цементной заливкой с предварительной установкой гидроэкрана;

- ликвидация заколонных перетоков путем нефтецементной заливки;

- изоляция обводненного интервала реагентом АКОР;

- изоляция обводненных интервалов методом закачки ВУСов; изоляция обводненных интервалов с установкой клапана-отсекателя.

Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн проводилась как чисто цементной заливкой, в том числе нефтецементной, так и с предварительной установкой гидроэкрана. Эффективность работ по рассматриваемому этапу эксплуатации залежи: всего проведено 45 обработок; успешность - 55,6 %; прирост дебита на 1 эффективную обработку 9,4 т/сут. Объем дополнительной добычи нефти на 1 выполненную обработку 4,9 тыс. т. Таким образом, наблюдается тенденция изменения эффективности по этапам, аналогичная для работ по РИР.

Работы по выравниванию профиля приемистости (ВПП) на залежах БВ₈ и БВ₉ Аганского месторождения применяются с 1987 года.

Одна из первоочередных задач, которую решают методы выравнивания профиля приемистости - изменение фильтрационных потоков нагнетаемого агента с целью вовлечения в процесс разработки запасов, сосредоточенных в пропластках и зонах, не охваченных выработкой.