407 Спнрсмсннмс методы унелмченнм нефтенш.Юченин

н ефтсотдаче в территориальных инсплутах и различные творческие коллек­тивы. 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 помеша­ли перестройка и связанное с ней резкое снижение объемов финансирова­ния 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 месторожде­ний струдноизвлекаемыми запасами нефти, в том числе независимыми не­фтяными компаниями (ННК). В начальном периоде рыночных реформ влас­ти республики создали благоприятные условия для разработки новых тех­нологий 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 допол­нительная добыча велась при применении различных схем налогового сти­мулирования. Внедрение МУН в ряде случаев проводилось по договорам между недропользователем и патентообладателем. Для внедрения новых тех­нологий были созданы совместные предприятия с участием иностранных компаний («Татольпетро», «Татойлгаз», «Татех») и возникли отечественные предприятия («Татнефтеотдача», «РИТЭК-Внедрение», «Иджат», НПП «Де­вон» 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 усло­виях 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 поколе­ния, пригодные для частично заводненных высокопродуктивных пластов в третьей стадии разработки месторождений. Все это позволило резко увели­чить объемы работ и дополнительной добычи за счет МУН и стимуляции скважин (см. рис. 3.5). С 2001 г. с вводом Налогового кодекса был упразд­нен фонд ВМСБ, финансирование НИР и внедрение МУН за счет государ­ственных источников прекратилось и полностью перешло за счет собствен­ных 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

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 гидро­динамических, третичных МУН и методов ОПЗ скважин, уточнив класси­фикацию указанных методов. Предстоит работа по пересчету показателей добычи за счет всех этих методов.

Такой же пересчет необходимо сделать по всем нефтяным месторожде­ниям 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-разно­му: 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 эффектив­ность применения МУН. Одновременно необходимо разработать пригодную для общего употребления методику определения прироста извлекаемых за­пасов за счет МУН, в том числе для оперативного учета ежегодного приро­ста запасов нефти. Это очень важно, так как второй составляющей ежегод­ного прироста запасов после прироста за счет традиционных методов гео­логоразведочных 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 применения МУН за счет исключения малоэффективных технологий (из 230 имеющихся тех­нологий 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 прин­ципиально новых МУН, геологических условий оптимального применения МУН, разработки методов для нетрадиционных коллекторов, разработки новых супертехнологий, кратно повышающих текущую добычу и существен­но (на 10 и более пунктов) увеличивающих нефтеотдачу. Как показывает отечественный и зарубежный опыт, такие исследования должны финансиро­ваться государством. Компании обычно не финансируют фундаментальные исследования.

В РТ накоплен 35-летний опыт применения различных МУН. Он позволя­ет оценить их эффективность и наметить дальнейшие нута совершенствова­ния. Основные результаты следующие.

409

Современные методы увеличения нсфтсншлсчснни

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 герри- генных коллекторах кыновско-пашийских и гульско-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 натерригенных 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 образо­вании различных гелей и дисперсных систем, задача которых - блокирова­ние 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 обусловли­вает широкое применение физико-химических МУН, а с разработкой совре­менных физических МУН, основанных па 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 нефтевытесиения. Это распределение является закономерным отражением главного недостат­ ка заводнения неоднородных пластов - низкого охвата заводнением, разно- скоростной выработки и опережающим обводнением высокопроницаемых чропластков. 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, ч реже сетка скважин, тем ниже охват заводнением.

41 I

410

К оэффициенты вытеснения в терршинных 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 увели­чения коэффициента вытеснения обладают залежи в карбонатных коллекто­рах, где они варьируют от 0,287 до 0,562, составляя в основном 0,4—0,45 (таблица 9.1).

Таблица 9.1

Кв и КИП по месторождениям РТ

фСКИИ

Башк

Бобриковсюо

Девон

Гурнейский

0,244

0,2

0,2

0,11 0,17 0,1

0,217 0,185

312

0,410 0,543 0,562

0,322

0,48

0,287

0,464

0,411

55

1,528 0,478 0,587 0,34-

0,4 0,504

0,399

0,406

29

KI

Кв

Ki

Кв

ЛЙ

Месторождения

0,666 0,787 0,62

0,677 0,708

0,621 0,621 0,649

0,21 0,1

0,371 0,403

0,428 0,457

0,21 0,1

0,42

0,489

0,4275

0,376-

0,16

0,23

0,277

0,427

0,359

0,35

0,4

0,603

0,641

0,629

0,67

0,584

0,53

0,622

0,63

0,585

0,548

0,619

Н.-Елховское

Бавлинское

Сабанчинское

0,383

0,469 0,437 0,531 0,46

0,06

0,217

0,198

0,183

0,16

0,216

0,387

0,463 0,437 0,528 0,528

432

Степноозерское

0,15

0,195 0,198 0,247 0,19

Алексеевское

Нурлатское

Зап.-Бурейкинское

околкинское

арапалинское Ив.-М.-Сульчинское

Но мы знаем, что если не обеспечить охват заводнением пластов объек­та, то по ним нет смысла говорить и об увеличении коэффициента вытесне­ния, 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 нагнетатель­ные скважины, так как через них обеспечивалось вытеснение нефти водой и одна нагнетательная скважина обеспечивала работу 4-6 добывающих. За­тем 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 обслужи­вает 1,5-2 добывающих, объем работ по МУН распределяется между добы­вающими и нагнетательными скважинами практически поровну. Все работы по залежам в терригенных коллекторах сводятся к подключению неприни-мающих воду интервалов разреза в нагнетательных и отключению (блоки­рованию) обводненных интервалов в добывающих скважинах.

В залежах, представленных карбонатными пластами, эти задачи остают­ся. Но не в таком явно выраженном качестве. Здесь с самого начала необхо-

Современные методы увеличении нефтетн.чеченни

димо применять комплексные технологии, связанные как с увеличением во-доиринимающих 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 норовых 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 примене­нием третичных МУН можно разрабатывать в основном только после орга­низации заводнения с применением комплекса имеющихся гидродинами­ческих методов. После ввода в активную разработку запасов методами за­воднения 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 (комплек­сная технология разработки слабопроницаемых и глинистых терригенных коллекторов) для условий терригенного девона месторождений Татарстана можно повысить нефтеотдачу до 40-45%, против технологий на естествен­ных режимах 10-15%. Это является большим достижением. Однако это воз­можно только для лучших из слабопроницаемых пластов, в которых удается освоить заводнение имеющимися методами и только в случаях, когда име­ется возможность выделить данные пласты в самостоятельный объект раз-Работки. Если же слабопроницаемые пропластки контактируют с высоко-"Роницаемыми, этими методами повысить нефтеотдачу не удается. Также не

412

hi «рой

Современные Mfl 11,11.1 увеличения неф! ен)н лечении

4 13

удастся иовысить нефтеотдачу слабо|роннцаемых пластов, если невозмож­но освоить скважины под закачку воды.

Трудноизвлекаемые запасы залежей высоковязких нефтей также имеют сравнителыю мало технологий повышения нефтеотдачи. Здесь высокое значе­ние вязкости нефти в Пластовых условиях обусловливает низкие текущие ко­эффициенты нефтеотдачи при высокой степени обводнения добываемой про­дукции, 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 дви­жения воды по высокопроницаемым пропласткам с течением времени воз­растает. При скоростях вытеснения, обычно реализуемых на практике разра­ботки нефтяных месторождений с терригашыми коллекторами, явление вяз­костной 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 боль­шими трудностями из-за быстрых прорывов воды в добывающие скважины (конусообразование). Еще труднее извлекать запасы из этих зон на место­рождениях с нефтью повышенной вязкости. Здесь обводнение скважин на­ступает, как правило, уже с момента ввода их в эксплуатацию, а коэффици­ент извлечения нефти по водонефтяным зонам оказывается весьма низким. Указанные выше особенности очень сильно снижают эффективность разра­ботки залежей высоковязкой нефти.

В подобных залежах довольно часто применяются такие методы увели­чения нефтеотдачи пластов, как полимерное заводнение, закачка пара в пласт, пароциклические обработки добывающих скважин, иногда осуществляется нагнетание горячей воды или внутрипластовое горение. Созданная в РТ ком­плексная 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 ус­ловие нужно также для применения паротеплового воздействия.

Залежи нефти струдноизвлекаемыми запасами в карбонатных коллекто­рах также могут разрабатываться с применением комплексных гидродина­мических технологий (КТРКК) при нефтеотдаче до 25 -30%, против 12-15%

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 неф ^извлечения на уровне 40-45%, против 25-27% по традиционным технологиям [ 193,236-238]. Сле­дует отметить, что коллекторские свойства карбонатных пластов в Удмуртии существенно (в 1,5-2 раза) выше, чем в Татарстане, о чем также свидетель­ствуют 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 - наибо­лее низкие темпы разработки и низкая нефтеотдача проектируется для ТЗН, а эффективных технологий МУ Н для них очень мало. Хотя они для этих усло­вий 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, биодефадация, 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 лесной 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 разработ­ки месторождений с применением заводнения на снижение нефтеотдачи.

4 N

IVjji

e.i нюрон

Современные мс К1ДЫ увеличения мсф| ей шлгчонпн

•415

Неполнота охвата заводнением, приводящая к рачноскоросгной выработ­ке пластов и преждевременному их обводнению, решается путем примене­ния гидродинамических и третичных методов, повышающих охват пластов заводнением. Здесь набор технологий достаточно большой, но наиболее эффективными необходимо признать применение различных модификаций 11ДС, СПС, 311, жидкого стекла и различных преобразующих технологий, отключение из разработки (в том числе селективным методом) обводнен­ных 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 КРУ автоматизированной системы контроля и управления выработкой плас­та (АСКУ-ВП) для наиболее благоприятных условий (однопластовый высо­копродуктивный объект), либо за счет комплексировапия этой технологии с МУН, повышающими охват заводнением.

Следующий недостаток - снижение температуры пласта в результате за­качки холодной воды, что приводит к выпадению асфальто-смоло-парафи-новых отложений (АСПО), приводящему к техногенному снижению прони­цаемости пласта, а следовательно, и к техногенному уменьшению продук­тивности скважин. Это является причиной образования малоподвижных нефтей, которое 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 отло­жений накапливаться в пористой среде за весь срок разработки месторож­дения. 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, продук­тивности скважин и газосодержания в нефти.

Применение базовых (первичных) технологий не позволяет извлекать эти малоподвижные запасы. Вот почему проектирование разработки идет в на­правлении применения все более интенсивных систем, широкого набора со­временных ГМУН и третичных МУН. При этом проектная нефтеотдача не меняется (она остается неизменной па протяжении 40 лет) при существен­ном увеличении проектного фонда скважин и усилении систем воздействия (см. главу 8). Следовательно, все усилия науки и производства в примене­нии новых технологий направляются на устранение техногенного изменения свойств залежей. Это дает возможность извлекать часть техпогенпо изме­ненной малоподвижной нефти.

Исследования ВНИГРИ, ИОФХ, КГУ и др. последних 10 лет разработ­ки Ромашкинского месторождения показали, что в процессе разработки нефтяных месторождений с применением заводнения происходит ухудше­ние геолого-физических (термогидродинамических) условий выработки пластов, связанное с изменением напряженного состояния и необратимыми (а иногда и обратимыми) деформациями, ухудшением свойств остаточных нефтей (утяжеление, осернение, биодефадация, окисление, повышение вяз­кости 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 оказыва­ет значительное влияние на продуктивность скважин [239]. Вместе с тем весьма значительную роль оказывают эффекты неупругого изменения про­ницаемости. Достаточно отметить, что для кернов месторождения Тенгиз были обнаружены кратные изменения проницаемости при снижении пласто­вого давления ниже некоторого уровня. Это приводило к существенному ухудшению расчетных технологических показателей разработки [240].

В опытах на кернах карбонатных и терригенпых 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 но­вым 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 уро­вень механогенного снижения проницаемости намного ниже - от несколь­ких процентов до первых десятков. Нефтеотдача зависит от абсолютных зна­чений проницаемости. Поэтому технологии, регулирующие состояние кол­лектора с учетом влияния напряженного состояния, будут приводить к повышению нефтеотдачи.

Причиной повышенного уровня механогенного снижения проницаемос­ти в приствольной зоне является сложный характер изменений эффектив­ных напряжений на стадиях вскрытия пласта, вызова притока и эксплуата­ции. 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 сква­жины) порода испытывает полную разгрузку, вдоль другого исходное на­пряжение вдвое и более возрастает, а третья компонента напряжений в при­ствольной зоне создает повышенный уровень касательных напряжений на скелет породы, вызывающих его неупругие (пластические) деформации. Именно они являются причиной резкого механогенного необратимого спи-

Условные обозначения карбонатный пласт высокопроницаемая зона низкопроницаемая зона промывочная жидкость продукты реакции соляная киспота

В повторная закачка кислоты в интервал продуктивного пласта

416

^разде

ж ения проницаемости в приствольной зоне. В удаленной же части пллета изменения пластового давления вызывают дополнительные сжатия скелета породы по всем трем направлениям, что обычно приводит к менее выражен­ным эффектам необратимого снижения проницаемости пород [241]

Для снижения негативного влияния этих процессов на нефтеотдачу необ­ходимо проектирование разработки вести с учетом изложенных явлений путем совместных расчетов гидродинамических течений флюидов и механичес­ких процессов. Проектировать и в дальнейшем нужно осуществлять разра­ботку залежей при оптимальных режимах (пластовых и забойных давлени­ях), которые должны путем лабораторных, промысловых исследований и математического моделирования определяться индивидуально для каждого конкретного объекта. Но даже при соблюдении этих условий (а их по раз­личным причинам часто нарушают) указанные процессы имеют достаточно широкое развитие в не охваченных воздействием нагнетания пластах. При­чем, чем более неоднороден и расчленен эксплуатационный объект, чем меньше применяются современные МУНы, тем больший объем запасов не­фти приходится натехногенно измененные пласты. Для извлечения этих за­пасов требуется значительно больше усилий. Часть запасов может быть ото­брана при применении комплекса физических МУН (в основном волновых) и физико-химических МУН. Однако и этот комплекс пока не позволяет ото­брать все проектные запасы из техногенно измененных пластов.

Еще более сложной проблемой является извлечение сильнопреобразо-ванных в процессе разработки нефтей. Условия извлечения этой нефти ус­ложняются 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 реко­мендовать направление исследований с применением на завершающей ста­дии разработки техногенно измененных месторождений термических мето­дов. Но для каждого из таких длительно разрабатываемых объектов необхо­димо проведение НИР и ОПР по созданию экономически обоснованных технологий тепловых МУН, именно в качестве настоящих третичных, при­меняемых после заводнения. Может быть, их более правильно было бы на­звать 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 ист технологий тепловых МУН применительно к этим весьма сложным условиям.

Следующий недостаток систем разработки с заводнением заключается в самой суш метода - остаточная нефп. 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

X-:i --:

I ■- f

А Блокирование дренированной (работающей) зоны пласта

Б Воздействие кислотой

на неработающую зону пласта

закачка кислоты в интервал продуктивного пласта

Рис. 6.21. Схема технологии направленной

имвертная i эмульсия

(селективной) кислотной обработки карбонатного

пласта - НСКО

□ кислотная (меловая)

к ислота с замедленной скоростью реакции

А ээклчкз и лродавка в пласт кислотной инвер'нои эмушлии

ткачка и лродавка аст «немоты с «дленной скоростью

блокирующий состав

Рис. 6.2.V Схема юхпологин глубокой аминокислотой оОраСнпки кирГншлгои I VK( >

Современные методы увеличении нефтси шлечении

417

о о. о

в;

я

О

о.

s <

IE

>>

со S

Я о

о я

D о. щ

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 извле­чения блокированной водой нефти, для выработки запасов изтехногенно измененных пластов. Однако только применение этих технологий не позво­ляет увеличить нефтеотдачу сверх значения К_вит, тем более силыюиреобра-зованиых, неподвижных запасов. Эти технологии могут обеспечить повы­шение 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: волно­вые, микробиологические. Комплексное их использование может обеспе­чить увеличение нефтеотдачи за счет извлечения части остаточной, мало­подвижной нефти. Но здесь мы находимся лишь в начале пути. Нужны фун­даментальные исследования процессов фильтрации с применением горизонтальных технологий: оптимизации размещения и плотности сетки сква­жин, гидродинамики и механики процессов извлечения нефти, взаимодей­ствия общепринятых МУН с горизонтальными технологиями. Нужно матема­тическое 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 насто­ящее время является отсутствие системности и теоретических основ их вне­дрения. Это, очевидно, объясняется опытно-промышленным характером их применения, что существенно снижает эффективность метода. Необходимо создавать теоретические основы разработки нефтяных месторождений сис­темой горизонтальных и многозабойных скважин, системы контроля и ре­гулирования процессами разработки с применением горизонтальных техно­логий, а также оптимального сочетания вертикальных и горизонтальных сква­жин. Применение горизонтальных технологий существенно усложняет вопросы контроля и регулирования процессов разработки. Очевидно, более предпочтительными здесь будут блочные системы разработки с горизонталь­ными добывающими и вертикальными нагнетательными скважинами для высокопродуктивных и горизонтальными нагнетательными скважинами-Для маломощных, низкопродуктивных пластов. Создание теоретических основ разработки с применением горизонтальных технологий даетсинэнер-гетический эффект в начальных стадиях разработки и особенно поможет обеспечить высокую эффективность выработки пластов па поздней стадии эксплуатации месторождений.

Закономерный процесс опережающей выработки активных запасов не­фти привел к существенному увеличению в оставшихся запасах трудноизв-

Раздел Hiop

('<iHpcMciiiii.il- мс i(i;ii.i увеличения неф I сн IB лечен и я

419

лекаемой ее части (рис. 9. la), а отсутствие дифференциального налогооб­ложения отрасли в зависимости от горно-1-еологических условий делает не­рентабельной разработку значительной части числящихся на балансе запа­сов 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 эффек­тивные МУН. Лучше идти по обоим этим путям, так как новые МУН, есте­ственно, потребуют дополнительных затрат на разработку залежей с ТЗН. Но настоятельная необходимость создания новых технологий МУН для вы­работки ТЗН в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах, залежей высоковязких нефтей, ВНЗ, в глинистых коллекторах сегодня оче­видна, 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 место­рождений Волго-Уральской НГП проводятся по стандартным, тестирован­ным методикам, позволяющим оценивать лишытростые типы коллекторов с линейными зависимостями и связями коллекторских и фильтрационно-ем-костных (ФЕС) свойств. Однако проводимые в течение более 50 лет поиско­вые и эксплуатационные работы приносили немало неожиданных положи­тельных результатов в пределах площадей, первоначально относимых к бес­перспективным.

ТИЗ при новых технологиях

ТИЗ при традиционных технологиях

^а) □ рентабельные запасы D убыточные запасы б)

Рис. 9.1

В большинстве случаев здесь локализованы коллекторы со специфичес­кими нелинейными связями между коллекторскими и фильтрационными свойствами, подходы к оценке которых резко отличаются от подходов к оцен­ке типовых коллекторов.

На основании проведенных ранее исследований такие коллекторы, тре­бующие специфических методов оценки в связи со сложностью строения

пусютно-порового пространства и em локализации в пространстве, необхо­димо относить к классу сложных но строению и нетрадиционных по мето­дам 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 осво­енных горизонтов осадочного чехла востока Волго-Уральской НГП и, во-вторых, коллекторы, ниже промышленно освоенных глубин.

Нетрадиционные коллекторы освоенных горизонтов представляют широ­кий класс, характеризующийся нелинейными связями между фильтрацион­ными и емкостными свойствами. К ним относятся, в первую очередь, сле­дующие виды коллекторов:

1. Глинистые коллекторы, в которых повышенное содержание глинис­ той составляющей и особенности ее распределения парушаютлинейные за­ коны фильтрации. Часто - комья глинистых минералов, образующих комья парагенетических ассоциаций, обусловленных условиями седиментогенеза и диагенеза.

2. Кластерный тип терригенных коллекторов. К коллекторам этого типа относятся проницаемые породы, в которых структура пустотно-иорового 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 рН 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 моровых 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 норовых 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.

Комбич::нчч ^-«"•'•••■^"< 'meiiupviomefi углеводороды сети и его норовой матрицы создают сложную сиот^.иу ц/ил.,. ,л..Жп, i,^,;::^!.сдающуюся уче­ту и оценки. Коллекторы этого тина характеризуются нестабильным режи­мом нефтеизвлечения, несмотря на их широкое распространение. Особенно этот тип карбонатных коллекторов характерен для месторождений рифоген-ного тина, развитых по западному склону Татарского свода на границе с формациями Камско-Кинельской системы прогибов.

6) «Сыпучие» коллекторы углеводородов, представленные несцементи­ рованными и слабосцементированпыми песчаниками. Это особый тип не­ традиционных коллекторов, широко развитых в пределах РТ. Коллекторы такого типа широко развиты среди верхнепермских (уфимских) отложений, несущих месторождения природных битумов. 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, нефтенасыщенности) 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 распростране­ние, в настоящее время необходимо разработать специфические гибкие ме­тоды их исследования и оценки в зависимости от геологических и литоло-го-минералогических факторов, определяющих нетрадиционность коллек­тора. При этом особое значение имеет изучение тонкодисперсной составляющей нетрадиционных коллекторов и условий ее локализации в пустотно-поровом пространстве, а также поверхностные свойства пустот­ного пространства, модифицированные комплексом минералов, образую­щих стенки пор и поровых каналов. Особые подходы требует оценка филь-трационно-емкостных свойств коллекторов с учетом явлений позднего диа­генеза-катагенеза и деструкционных процессов с применением подходов физического и математического моделирования. Одновременно нужно со­здавать достаточно эффективные методы их выработки с использованием новейших МУН.

421

Современные меюды увеличении нефюншлсчснии

Перспективным типом нетрадиционных коллекторов являются формации, залегающие ниже промышленно-освоенных глубин, к которым в пределах РТ относятся образования кристаллического фундамента и глубоко погру­женные горизонты рифей-вендских отложений.

1. Н етрадиционные 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 деструкции 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 после­дующей гидротермальной проработки. Коллекторские свойства зон дест­рукции 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 свя­зан с разработкой и внедрением новых технологий будущего. Эти техноло­гии третьего и последующих поколений нужны для повышения нефтеизвле­чения на поздней высокообводненной стадии разработки освоенных с при­менением заводнения, техногенно измененных высокопродуктивных залежей, а также для освоения залежей с ТЗН. Начало этого процесса предусматри­вается в IV Генсхеме разработки Ромашкинского месторождения.

В настоящее время есть существенный резерв в повышении нефтеотда­чи находящихся на завершающей стадии разработки месторождений: ос­новная залежь горизонта Д, Бавлинского месторождения (Кв - 0,787, про­ектный КИН - 0,606), горизонтов ДД,, Ромашкинского месторождения (Кв - 0,72, проектный КИН - 0,528). Отбор наиболее соответствующих этим условиям технологий из имеющегося арсенала, составление проек­тов массированного их внедрения по системной технологии на базе диф­ференциального анализа выработки пластов с широким внедрением сис­темы АСКУ-ВП может в благоприятных условиях перечисленных и других объектов существенно повысить нефтеотдачу до значений, близких к ко­эффициенту вытеснения.

422

Раздел второй

423

Такие же работы можно проводить на менее обводненных (70% и бо­лее) участках залежей в терригенных отложениях девона и нижнего кар­бона РТ.

Извлечение оставшихся после выработки с применением методов за­воднения запасов нефти - важнейший резерв нефтедобычи в старых неф­тедобывающих 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 трудноизвлекаемым 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 нетрадици­онных коллекторов, для выработки остаточных запасов высокопродуктив­ных пластов с АЗН. Эти направления, очевидно, совершенно различные. Их объединяет одно - необходимость знания особенностей геологического стро­ения объектов для наиболее полного учета их в процессе создания новых технологий и применения современных методов контроля и регулирования процессов разработки.

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