Обоснование применения технологий по выравниванию профиля приемистости на поздней стадии разработки нефтяных месторождений : на примере месторождений Среднего Приобья

• Автор: Жуков, Роман Юрьевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 127 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение

1 ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СРЕДНЕГО

ПРИОБЬЯ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И МЕТОДЫ ИХ РЕШЕНИЯ (на примере

месторождений Мегионского региона)

1.1 Состояние разработки месторождений Мегионского региона,

находящихся на поздней стадии разработки

1.2 Технологии выравнивания профиля приемистости, применяемые на

месторождениях Западной Сибири

2 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ И ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

2.1 Оценка технологической эффективности работ по выравниванию
профилей приемистости нагнетательных скважин
2.1.1 Формирование участка ВПП
2 Л .2 Выбор реагирующих скважин
2.1.3 Учет реальной промысловой обстановки при оценке эффективности
работ по ВПП
2.1.4 Подготовка исходных баз данных
2Л.5 Расчет технологической эффективности
2 Л .6 Формирование расчетных данных
2Л.7 Построение аналитических графиков
3 СОЗДАНИЕ ИНФОРМАЦИОННО-АНАЛИТИЧЕСКОГО БАНКА
ДАННЫХ ОБРАБОТОК НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МЕГИОНСКОЙ ГРУППЫ
ЗЛ Обоснование структуры банка данных
3.2 Методика анализа банка данных
3.3 Общий анализ работ по ВПП выполненный в 2005-2011 гг. на месторождениях Мегионской группы, находящихся на поздней
стадии разработки. Алгоритм выбора участков

4 ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВПП ДЛЯ
КОНКРЕТНЫХ ГЕО ЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
4Л Оценка наиболее эффективных технологий ВПП
4.2 Обоснование диапазона геолого-физических параметров пластов,
обеспечивающих максимально возможную технологическую эффективность
4.3 Анализ применения технологий ВПП в условиях низкопроницаемых
пластов юрских отложений
4.4 Определение эффективного объема закачки химических композиций
технологий ВПП
4.5 Методика прогноза технологической эффективности технологий
ВПП на основе созданного информационно-аналитического банка данных
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ
ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ
Низкая рентабельность добычи нефти на поздней стадии во много связана с невысокой эффективностью существующих систем заводнения нефтяных пластов. Закачка воды в качестве вытесняющего агента не обеспечивает желаемых темпов добычи нефти, добываемая продукция быстро обводняется, при этом на закачку воды тратится огромное количество энергии.
В настоящее время одним из немногих способов, позволяющих ускорить доизвлечение остаточных запасов нефти и уменьшить закачку воды, является широкомасштабное внедрение различных геолого-технических мероприятий, основанных на изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта и ограничения отбора воды [1].
Применение технологий, направленных на выравнивание профилей приемистости (ВПП), перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции является одним из направлений повышения технико-экономических показателей разработки, особенно при разработке месторождений на поздней стадии, характеризующейся отбором большого количества попутной воды.
Понимание сущности применения и оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи и технологий обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин с учетом стадии разработки, а также определение наиболее эффективных из них в конкретных геолого-физических условиях и их оптимальных параметров применения является необходимой и актуальной проблемой отрасли, которая требует решения применительно к каждому конкретному месторождению.
Большинство месторождений Западной Сибири, в том числе месторождения Среднего Приобья, в настоящее время находятся на поздней стадии разработки, а вновь вводимые месторождения приурочены к сложно-построенным низкопроницаемым коллекторам, что значительно осложняет процесс добычи нефти и требует особых подходов для увеличения уровня добычи нефти и
снижения динамики обводненения. При этом стоит отметить, что с подобными

проблемами в настоящее время сталкиваются все без исключения крупные
1^ » *
нефтяные компании страны. '1 >«
внутренние РД, регламенты и соответствующее компьютерное обеспечение. Однако, как показывает опыт, не всегда эти методики соответствуют общепринятым требованиям.
Искажения, возникающее при оценке технологической эффективности проведенных ГТМ, в том числе и физико-химических методов воздействия на пласт и призабойную зону приводит к неадекватным оценкам и как следствие искажению реальных результатов проведенных мероприятий. А это может быть как существенное завышение, так и получение отрицательных эффектов.
С целью исключения ошибок при оценке технологической эффективности, на основании которой в последующих главах диссертации будут определены наиболее эффективные технологии ВПП, для конкретных геолого-физических условий, предлагается алгоритм определения технологической эффективности.
Поскольку физико-химические методы воздействия на пласт и призабойную зону внедряются в основном на объектах, разрабатываемых с применением различных систем заводнения и в большинстве своем на поздней стадии разработки, то методами определения технологической эффективности являются характеристики вытеснения. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений метод сопоставления с эталоном не применяется в силу того, что выдержать идентичность опытного и эталонного участков по всем показателям не удается практически никогда. В связи с этим для оценки технологической эффективности используют статистические методы прогнозирования показателей разработки и конечной нефтеотдачи. В качестве статистических методов используются характеристики вытеснения, представляющие эмпирические зависимости между значениями отбора нефти, воды и жидкости. По полученным зависимостям производится прогноз добычи нефти, жидкости и воды по базовому варианту, т.е. без применения анализируемого метода воздействия. В соответствии с «Методическим руководством по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи» («РД 153—39.1-004—96.» М.:РМНТК Нефтеотдача, 1996) за прирост коэффициента нефтеотдачи принимается дополнительная добыча нефти, получаемая как разность между фактической добычей нефти и прогнозной (расчетной), определяемой по характеристикам вытеснения