Исследование и разработка технологии сейсмического воздействия на нефтяную залежь для увеличения нефтедобычи



Скачать 262.15 Kb.
НазваниеИсследование и разработка технологии сейсмического воздействия на нефтяную залежь для увеличения нефтедобычи
гарайшин шамиль гилемшинович
Дата28.05.2013
Размер262.15 Kb.
ТипИсследование
источник


На правах рукописи


гарайшин шамиль гилемшинович




Исследование и разработка технологии сейсмического воздействия на нефтяную залежь для увеличения нефтедобычи


Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Тюмень – 2007

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Башнефтегеофизика» (ОАО «Башнефтегеофизика)


Научный руководитель – доктор геолого-минералогических наук, профессор Писецкий Владимир Борисович


^ Официальные оппоненты: – доктор технических наук, профессор

Федоров Константин Михайлович

– кандидат геолого-минералогических наук

^ Юнусов Наиль Кабирович


Ведущая организация – Научно-производственная фирма «ГеоТЭК»


Защита состоится 27 апреля 2007 года в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.


Автореферат разослан 26 марта 2007 г.


^ Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников

Общая характеристика работы


^ Актуальность проблемы. Поиски оригинальных технологий воздействий физическими полями на нефтяную залежь ведутся давно, но адресная передача сейсмоволновой энергии группе продуктивных пластов стала возможной с позиции флюидо-динамической модели нефтяного резервуара с учетом блоковой динамики осадочного чехла и фундамента.

Актуальность такой постановки проблемы диктуется тем, что при разработке нефтяной залежи обычно воздействие на пласт осуществляется в дискретных точках – нагнетательных и добывающих скважинах, что естественно приводит к возникновению в нефтенасыщенной толще фильтрационных потоков и образованию как активно дренируемых, так и «застойных» зон, не охваченных процессом фильтрации. Поэтому актуальной и привлекательной становится идея площадной обработки залежи физическими полями с целью вытеснения из «застойных» зон защемленной нефти в дренируемую часть пласта.

Если учесть, что современное состояние нефтедобычи основных нефтяных регионов России (Поволжский, Краснодарский, Западно-Сибирский и др.) характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме добычи нефти и в активную разработку вводятся залежи, еще 20-30 лет назад считающиеся нерентабельными, становится очевидным важность исследований, направленных на изучение возможности увеличения нефтедобычи и нефтеотдачи залежей углеводородов путем воздействия на них сейсмическими полями определенных режимно-технологических параметров.

^ Цель работы. Увеличение текущей нефтедобычи путем сейсмического воздействия на нефтяную залежь.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

  1. Анализ проблем в нефтедобыче, связанных с образованием застойных зон в продуктивных пластах с различной проницаемостью.

  2. Разработка рабочей гипотезы сейсмического воздействия на нефтяную залежь с целью увеличения текущей нефтеотдачи.

  3. Определение области сейсмического воздействия, обоснование выбора точек приложения энергии и параметров воздействия с учетом конкретных особенностей геологического строения нефтяной залежи.

  4. Проведение промысловых испытаний по разработанной технологии сейсмического воздействия на локальную нефтяную залежь.

^ Научная новизна выполненной работы.

1. Разработана научно обоснованная модель горного массива, учитывающая естественную дискретную структуру, знак и величину компонент напряженного состояния продуктивного пласта для выбора точки приложения сейсмической энергии.

2. Создана методика воздействия на пласт упругими волнами, основанная на комплексной оценке параметров блоковой геодинамики месторождения углеводородов.

3.Промысловыми испытаниями подтверждена гипотеза выделения газа при проведении сейсмовоздействия.

^ Основные защищаемые положения

1. Рабочая гипотеза сейсмического воздействия на нефтяную залежь, основанная на модели горного массива, учитывающей естественную структуру, знак и величину компонент напряженного состояния продуктивного пласта для выбора точки приложения сейсмической энергии.

2. Методика динамического воздействия на пласт, которая состоит из двух этапов:

- выбор и обоснование оптимальной области коллектора и точки размещения сейсмического источника;

- определение параметров воздействия по максимальному резонансному отклику коллектора.

3. Технология сейсмического воздействия на продуктивный пласт с обоснованными параметрами работы вибраторов.

4. Результаты промысловых испытаний сейсмического воздействия на локальную нефтяную залежь Кувашского участка Манчаровского месторождения Республики Башкортостан.


^ Практическая ценность. В результате опытно-промышленного применения метода сейсмического воздействия на Кувашский участок Манчаровского месторождения нефти Республики Башкортостан выявлены максимальные значения флюидных параметров (дебиты по флюиду) приуроченные к границам мегаблоков, доказана перспективность его применения для увеличения нефтедобычи и снижения количества попутно добываемой воды на месторождениях, находящихся в поздней стадии эксплуатации, проведена оценка пространственного масштаба влияния сейсмического поля на процесс разработки месторождения. По разработанной технологии в АНК Башнефть с 2004г. обрабатываются 2-3 нефтяные залежи ежегодно.


^ Апробация работы. Основные положения и результаты докладывались на следующих научных конференциях:

- Научный симпозиум Конгресса нефтепромышленников России «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности». Уфа, май 2000;

-научно-практической конференции «Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан: реальность и перспективы». Уфа, 2002 ;

-пятой Республиканской геологической конференции «Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана». 1 Тимергазинские чтения, посвященные 90-летнему юбилею К.Р. Тимергазина. Уфа, ноябрь 2003.

-научно-технический совет ОАО «Башнефтегеофизика» 12.11.2004;

-научно-техническом совете «ИК «БашНИПИнефть» 24.07.2004.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе патент на изобретение № 2291956.


Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (83 наименования). Изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 7 таблиц, 48 рисунков.


^ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ


Во введении дано обоснование актуальности исследований, сформулированы цель и основные задачи исследований, практическая ценность, внедрение результатов и апробация работы

В первой главе проводится аналитический обзор научно-технической литературы по существующим проблемам разработки низкопродуктивных коллекторов, рассмотрены факторы, ухудшающие состояние призабойной зоны пласта (ПЗП), современные подходы к разработке методов воздействия на ПЗП и характеристика основных технологий.

Состояние ПЗП и ее характеристики во многом определяют производительность добывающих и нагнетательных скважин, влияя, таким образом, на эффективность разработки нефтяных месторождений. Ухудшение естественной проницаемости наступает еще в процессе бурения, когда при удалении выбуренной породы в кольцевой зоне вокруг скважины образуются сжимающие напряжения, а поверхность породы при механическом взаимодействии с породоразрушающим инструментом и буровым раствором термодинамически активируется, что способствует, впоследствии, образованию высоковязких поверхностных кольматирующих слоев.

По всей совокупности факторов, в процессах бурения, освоения и эксплуатации в призабойных зонах образуются обширные области с крайне низкой проницаемостью, заметно ухудшающие производительность скважин. Это приводит к снижению средней скорости фильтрации по всему пласту в целом, способствует образованию застойных областей неизвлеченной нефти.

В настоящее время применяется большое число самых разнообразных методов воздействия на ПЗП: тепловые, гидродинамические, физико-химические. С целью интенсификации добычи нефти за счет воздействия на ПЗП разработаны и широко внедряются многочисленные технологии как довыработки остаточных запасов нефти в высокопродуктивных обводненных пластах, так и интенсификации добычи нефти из низкопродуктивных залежей.

Как показывает практика, основные перспективы в этом направлении за технологиями, направленными на очистку ПЗП, восстановление естественной проницаемости, способствующими улучшению ее термодинамического состояния. Применение последних не только обеспечивает увеличение текущей нефтедобычи, но и в целом повышают нефтеотдачу пластов. При этом наиболее предпочтительны методы, которые способны вызывать заметные положительные изменения коллекторских свойств, не образуя при этом новых неоднородностей, увеличивающие охват пласта, как по толщине, так и по простиранию. Представленный обзор большого количества различных методов увеличения нефтеотдачи пластов еще раз доказывает, что в условиях сосредоточения остаточных запасов углеводородов в низкопроницаемых глинистых коллекторах требуются новые подходы к решению проблемы их вовлечения в разработку.


^ Вторая глава диссертационной работы посвящена разработке рабочей гипотезы динамического воздействия на нефтенасыщенный пласт. В последние годы наиболее общие теории нефтегазообразования в качестве основного генерационного механизма рассматривают процесс тепломассопереноса из нижних этажей бассейна за счет дефлюидизации фундамента. При этом принимается идея блоковых перемещений осадочного чехла и фундамента в виде чередования зон уплотнения и разуплотнения горных пород при их нагреве, происходящем в процессе погружения и последующей литификации. В результате возникает неравновесная система из отдельных блоков, между которыми и происходит прорыв в верхние этажи бассейна нагретых флюидных смесей из фундамента, которые, в свою очередь, встретив углеводородный “полуфабрикат” в виде керогена, запускают процесс генерации нефти и газа. Другими словами, реализация углеводородного потенциала бассейна прямым образом связывается со специфическими условиями его прогрева. В такой модели признаются основными по существу два связанных между собой процесса:

- блоковая динамика осадочного чехла и фундамента;

- термодинамика флюидных потоков.

Названные процессы являются следствием общей геодинамики Земли и, следовательно, существовали всегда и происходят в данный момент времени. С точки зрения времени образования нефти или газа мы не можем корректно определить ни начальную, ни конечную временные границы. Какие бы гипотезы не выдвигались, фундаментальным обстоятельством, по общему мнению, является одно - в основе некоторого множества процессов, приводящих, в конечном счете, к формированию или переформированию месторождения нефти или газа, заложен флюидодинамический режим системы “осадочный чехол - фундамент”. Логика подобных рассуждений построена на убеждении в том, что собственно флюидодинамический режим осадочного бассейна устанавливается и поддерживается непрерывным образом за счет реализации трех основных процессов:

  • -последовательное разрушение фундамента и осадочного чехла во всей истории развития литосферы и ее геодинамического режима и образование среды с дискретной структурой,

  • -среда с дискретной структурой теряет прочность и приобретает свойства активной неравновесной системы с блоковой организацией реакции ее стратифицированных интервалов на текущие (современные) изменения параметров геодинамического режима литосферы,

  • -гидростатический режим бассейна переходит во флюидодинамический режим, согласованный с текущей блоковой активностью системы “осадочный чехол - фундамент”.

Теоретические и экспериментальные исследования в подобных моделях упругих сред свидетельствуют о существенной изменчивости атрибутов сигналов отраженных волн под воздействием внешних силовых нагрузок, что привело к созданию методик и технологий оценки относительных значений общего давления в точке отражения упругой волны по атрибутам ее сигнала, которые известны под названием ДФМ-технологий (ДФМ – динамико-флюидная модель). Опыт применения ДФМ-технологий интерпретации сейсмических данных в различных бассейнах мира показал возможность прогноза схемы активной блоковой динамики осадочной толщи и флюидодинамических параметров (относительные оценки давления и векторов флюидного течения), что позволяет в сложных или нестандартных ситуациях достаточно уверенно прогнозировать области максимального флюидонасыщения.

ДФМ-технология представляет собой серию процедур анализа сейсмических атрибутов (амплитуда и частота), приводящих в конечном итоге к относительной оценке общих аномальных давлений в системе твердая матрица-флюид, и может быть реализована как по отдельному отражающему горизонту (после процедуры ручного пикинга), так и по произвольному интервалу. Интервальные оценки в большей степени будут отражать пространственные особенности распределения давлений в пределах блоков с различной геодинамической активностью.

Достаточно большой опыт применения ДФМ-технологии в различных бассейнах мира показал, во-первых, возможность прогноза оценок аномальных значений давлений и геометрии современной блоковой активности, а, во-вторых, – реальную сопоставимость полученных карт оценок аномальных давлений по сейсмическим данным и флюидодинамических параметров, найденных или измеренных в известных промысловых методах.

Динамический процесс предполагает, прежде всего, деформирование массива горной породы, что влечет и соответствующее деформирование пустотного пространства. В свою очередь, деформирование пустотного пространства вызовет движение флюида в нем и определит характер процесса течения - вытеснение или заполнение. Иными словами, временные периоды миграции и аккумуляции флюидов (вместе с углеводородами) должны быть согласованы с периодами активности динамических процессов осадочной толщи. Таким образом, любая динамическая схема должна быть разложена на временные составляющие, причем так, чтобы сумма этих составляющих не противоречила основополагающему кинематическому принципу и организации блоковой конструкции земной коры.

Флюидная смесь, заполняющая пустотное пространство коллектора, структурируется по сложным фазовым состояниям, которые по существу распределяются на две основные группы - свободная и связанная составляющие флюида. В зависимости от множества физико-химических параметров флюидной смеси и петрофизических свойств и состояний твердой фазы коллектора, доли свободного (извлекаемого) и связанного (не извлекаемого) флюида распределяются в широких пределах.

Основу связи жидкой и твердой фаз коллектора составляют молекулярные и капиллярные силы. Существо молекулярной связи определяется ориентировкой дипольных молекул и ионов флюида различного состава относительно отрицательно заряженных частиц твердой фазы. Наиболее сильная связь проявляется в непосредственной окрестности от минеральных частиц, а с удалением от них молекулярные силы быстро ослабевают. Природа капиллярных сил более сложна и с теоретических позиций слабо разработана, но значение этих сил весьма велико. Известно, что если сечение флюидного канала > 0,5 мм, то капиллярными силами можно пренебречь. Все остальные возможные варианты сил, в контексте поставленной задачи, следует рассматривать как не существенные.

М
Рис.1. Схема молекулярного

взаимодействия (по Гавичу И.К.).
олекулярное взаимодействие флюидной смеси и минеральных частиц скелета горной породы можно пояснить так: в плоскости сечения условного канала (фрагмент “а”) выделяется несколько зон с различной энергией взаимодействия. Молекулы и ионы флюидной смеси на контакте с отрицательно заряженными твердыми частицами строго ориентированы в первой зоне и энергия их взаимодействия Е самая значительная при удалении r близком к нулю (фрагмент “b”). Следующая зона (адсорбционная, или слой Гельмгольца) содержит так же строго ориентированные флюидные частицы с достаточно высокой связью. В третьей (диффузной) зоне частицы флюида слабо ориентированы и здесь связь невысока. Только в четвертой зоне частицы флюида могут двигаться беспрепятственно (это и есть свободная зона течения флюидной смеси). Собственно силы взаимодействия определяются тепловыми трансляционными колебаниями молекул около некоторого временного положения. Частицы флюида, совершая трансляционные колебания и соударяясь друг с другом, накапливают так называемую энергию активизации Еа.

Переместиться из одного положения в другое частица может, если ее Еа окажется больше некоторого потенциального барьера Ei, который определяется разностью энергий между двумя соседними устойчивыми состояниями (минимумами потенциальной энергии). Возможны два варианта перемещения частиц флюида или, другими словами, отрыв ее от стенки канала или от частицы другого состава:

Еа > Ei (за счет нагрева, химического или электрического воздействия).

Ea + Eo > Ei , где Eo – внешняя механическая сила (например, динамическая, т.е. быстро меняющаяся во времени упругая сила).

Вполне очевидно, что флюидная смесь из частиц газа, нефти, воды, органических и разнообразных минеральных веществ будет по-разному реагировать на изменение внешней силы или их некоторой совокупности. Известно, что легче всего вывести из энергетического минимума нефтяные частицы, которые хорошо “прилипают” к стенкам канала и так же легко от них “отскакивают” при встряхивании.

Если ограничиться рассмотрением только названных сил молекулярного и капиллярного механизмов, то общая логика механического воздействия на флюидонасыщенный пласт может быть выстроена на основе следующих утверждений и предположений:

  • ослабление молекулярных связей флюидных и минеральных частиц;

  • подавление капиллярных сил.

Таким образом, рассматривая физические основы динамического воздействия на пласт, можно утверждать, что при силовом воздействии на акустических частотах (до 30 кГц) разрушается структура молекулярных связей в самом флюидном потоке, а на сейсмических частотах (5 – 60 Гц) подавляется капиллярный эффект за счет развития напряженного состояния пласта с дискретной структурой.


^ Третья глава посвящена определению области сейсмического воздействия. В первых натурных экспериментах по сейсмическому воздействию на нефтепродуктивные пласты с дневной поверхности изучалась реакция только отдельных скважин, расположенных на удалении не более 1500-2000 м от эпицентра вибрационной обработки нефтяной залежи. Одним из основных неисследованных вопросов является оценка пространственного масштаба влияния вибросейсмического поля на процесс разработки месторождения, что определяет необходимость расчета эффективности рассматриваемого метода по каждой добывающей скважине.

  1. При выборе объекта исследований следует учитывать следующее- сейсмическое поле, создаваемое наземными источниками с амплитудой силы 600 кН, частотой вибрации 5 – 6 кГц, изменяет физическое состояние флюидонасыщенных участков в объеме массива горных пород не менее нескольких десятков кубических километров.

  2. Определяющим энергетическим фактором влияния сейсмического поля малой интенсивности на добычу нефти из продуктивных пластов при заданных длительности и частоте воздействия является амплитуда горизонтальных колебаний горных пород, распределение которой в пространстве связанно с направленностью излучения источника.

  3. Радиус влияния наземных источников вертикальных колебаний с амплитудой силы 600 кН на разработку нефтяной залежи зависит от глубины ее залегания Н и для наиболее часто встречающихся значений Н2000 – 3000 м ограничен сверху величиной 1,20  1,32Н.

  4. Неравномерность распределения эффекта от динамической обработки пласта по зоне его реагирования определяется совокупностью факторов, связанных с неоднородностью последнего, отражающейся в показателях эксплуатации скважин, а также со схемой разработки нефтяной залежи методом заводнения. Установлены следующие основные закономерности:

- в скважинах с обводненностью продукции 50 – 95 %, расположенных вблизи от нагнетательных скважин, сейсмическое воздействие ведет к увеличению добычи жидкости за счет улучшения гидродинамической связи с зоной нагнетания воды в пласт;

- перераспределение фильтрационных потоков в нефтяной залежи под влиянием ее вибрационной обработки вызывает снижение дебита жидкости и, как следствие, добычи нефти из низкообводненных (< 50 %) скважин в неблагоприятных зонах сейсмовоздействия;

- при сейсмической обработке месторождений с дневной поверхности увеличивается выход тех запасов нефти, которые трудно извлекаются методом заводнения пластов и доминируют в добыче высокообводненных скважин, в то время как выход запасов нефти, определяющих добычу низкообводненных скважин, снижается.

Далее, на основании детального изучения геологического строения объекта исследований сделаны научно обоснованные предложения по выбору объекта сейсмического воздействия.

В четвертой главе приведены прогноз схемы и параметров блоковой динамики на Кувашском участке Манчаровского месторождения.

С учетом специфики преобразования сканобразов в цифровую форму перед началом обработки проведена специальная нормировка каждого временного разреза с целью выравнивания диапазона значений амплитуд сигналов к одному уровню.

На следующем этапе все временные разрезы подверглись ДФМ-преобразованию, в результате которого получены временные разрезы оценок аномальных давлений. Схема блоковой динамики хорошо видна на карте аномальных давлений, представленной на рис. 2. Карта оценок аномальных давлений в данном случае построена для двух основных интервалов разреза – продуктивного интервала (бобриковский горизонт) и интервала нижележащей толщи (1460-1700 мс). Здесь очевиден факт соответствия границ А и В двум ортогональным контактным зонам, система которых развернута относительно меридиана на 45 градусов. При этом, более активной является зона по оси А (субмеридиональное направление). Такое направление активности Урала и Зауралья подчеркивается многими авторами работ по современной геодинамики Волго–Уральского и Западно-Сибирского регионов. Ширина обеих зон составляет порядка 2 км (по 1000 метров в обе стороны от осевых границ) и ограничена нами тонкими пунктирными линиями.

Таким образом, основное количество продуктивных скважин на данной территории попадает в нефтенасыщенную область пласта, совпадающей с пересечениями границ мегаблоков А и В, а именно - в контуры блоков второго порядка (четыре блока с идентификаторами b1, b2, b3 и b4). Поперечный размер этих блоков составляет около 3-х км, что соответствует мощности блоков порядка 1,5 км (подошва блоков примерно отвечает кровле девонских отложений). Собственно, геометрический центр выявленного контура нефтенасыщения совпадает с точкой пересечения границ мегаблоков А и В. В таком случае, можно предположить, что основным генерационным элементом образования данного месторождения в соответствии с флюидодинамической концепцией является названная узловая область мегаблоков (условное обозначение блоков с нижней кромкой, уходящей под подошву осадочного чехла).

Независимым подтверждением осевых границ А и В служит карта линеаментов (рис.3), на которой пересечение двух крупных разломов близко совпадает с осевыми границами, а сами разломы не выходят за пределы контактных областей выделенных по ДФМ-технологии мегаблоков.

На рис. 4 приведена карта аномальных давлений по сейсмическому горизонту “У”, совмещенная с данными накопленных дебитов. Анализ всей совокупности полученных карт аномальных давлений и промысловых данных по добывающим и нагнетательным скважинам приводит к следующим выводам:

  • максимальные значения флюидных параметров (дебиты по флюиду) приурочены к осевым границам А и В;

  • общий пространственный характер распределения дебитов соответствует ортогональному положению контактных областей активных блоков.

Собственно, в вертикальных плоскостях контакта блоков любого уровня может фиксироваться отсутствие коллектора либо по причине его разрушения, либо по причине унаследованности блоковой динамики на момент седиментации данного интервала отложений. И в том и другом случаях область коллектора в контактной области может быть заполнена промежуточным материалом с малым объемом пустотного пространства. Другими словами, непосредственно в осевой плоскости контакта блоков нефтеносность может отсутствовать, а нагнетание воды в эту зону будет высоким. В то же время, область значительного пустотного пространства в ближайшей окрестности скважины по техническим причинам заполняется глинистым и цементным растворами, что приводит, в конечном счете, к возникновению локальных слабопроницаемых областей. Наиболее благоприятными зонами проницаемости обладают разгруженные блоки второго порядка, примыкающие к осевым плоскостям А и В.

Основным результатом выполненной работы является схема блоковой динамики и карта аномальных давлений по продуктивному интервалу. Основываясь на этих результатах, можно сформулировать рекомендации по точкам расположения вибрационной группы для реализации проекта вибросейсмического воздействия на пласт.

Также на рис. 4 вынесены рекомендуемые точки воздействия с обозначениями s1, s2 и s3, расположенные в узлах пересечения границ активных

блоков. Логика именно такого размещения пунктов воздействия в данном случае вполне понятна:

  1. Ось А находится в центре самой активной области разгрузки контакта мегаблоков фундамента.

Пункт воздействия s2 располагается в точке пересечения осей А и В, что соответствует наиболее критической области разрушения осадочной толщи.

  1. Высокая проницаемость флюида в вертикальных осевых плоскостях разрушения выше и ниже продуктивного интервала обеспечивает максимальную проводимость упругой энергии и ее доставку к целевому уровню для генерации резонансных колебаний в коллекторах.

  2. В вертикальных зонах разрушения дискретная структура горных пород находится в максимально критических условиях баланса устойчивости и, следовательно, именно в этих зонах с наибольшей вероятностью можно спровоцировать процессы изменения структуры пустотного пространства и ослабления капиллярных сил в нем.

Проведенный флюидо-динамический анализ, применительно к сейсмовоздействию, позволяет предположить,что последовательное сейсмическое воздействие в точках s1, s2 и s3 с определенной периодичностью обеспечит непрерывную поддержку и развитие процессов активной динамики всей блоковой структуры рассматриваемой территории. На следующих этапах необходимо обеспечить инструментальный мониторинг в выявленной серии наиболее реагирующих на внешнее воздействие скважин.

В пятой главе приведены результаты промыслово-геофизических исследований, которые заключались в исследовании скважин указанного месторождения имеющимися методами ГИС до воздействия и после него с целью оценки эффективности последнего. Методы ГИС, задействованные на Кувашском месторождении: манометрия, термометрия, СТИ, расходометрия, плотнометрия, влагометрия, с привязкой по локатору муфт и гамма-каротажу.




Рис. 2 Флюидо-динамическая схема и интервальная оценка аномальных давлений То = (520-580)мс. изохроны ОГУ.



Рис. 3 Сопоставление схемы блоковой динамики и карты линеаментов



Рис. 4 Структурно-динамическая карта по ОГ У
и диаграммы накопленных отборов и закачки по пласту СVI3

Кроме этого, был проведен газовый каротаж по специальной методике для действующих скважин.

Самыми эффективными из геофизических методов по контролю за сейсмовоздействием на пласт оказался метод манометрии, не столько при записи по пласту, сколько в режиме снятия кривой падения давления с выходом на средневзвешенные параметры пласта: гидропроводность, скин-фактор, проницаемость, коэффициент приемистости (стационарный и потенциальный) с фиксированием радиуса зоны исследования.

Для примера приведем скважину №1476 Кувашской площади.

До воздействия и после воздействия хорошо видно, что при одинаковом скин-факторе гидропроводность пласта увеличилась вдвое при увеличении радиуса исследования скважин за одно и то же время работы. Эти данные показывают, что по ряду скважин (там, где есть изменение гидродинамических параметров) произошло увеличение охвата заводнением, что, в целом, положительно скажется на увеличении добычи нефти в связи с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов.

Для контроля за результатами сейсмического воздействия на пласт, с целью повышения нефтеотдачи, была использована станция газового каротажа Уфимского УГР ОАО «Башнефтегеофизика». Аппаратура и программное обеспечение специально для эксперимента было переоборудовано для работы на добывающей скважине. Пробы попутного газа отбирались с помощью специального дегазатора (пассивного типа) непосредственно из выкидной линии скважины и анализировались на компьютеризованном хроматографе ХГ-1Г. По результатам анализа определялись следующие параметры:

  • суммарное абсолютное содержание пяти углеводородных компонент метана, этана, пропана, бутана и пентана (С1 - С5 соответственно) в пробе газа;

  • относительное содержание каждой компоненты в пробе в процентах.

Диаграммы суммарного газосодержания и относительного компонентного состава попутного газа строились в масштабе времени.

Для контроля за качеством сейсмического воздействия к станции был подсоединен сейсмоприемник, который фиксировал в режиме реального времени периодичность и интенсивность сейсмовоздействия на работающий пласт. Регистрация работы сейсмоприемника осуществлялась через систему КПБ «Леуза-1» и выдавалась в масштабе времени в виде диаграммы на дисплей компьютера и принтер.

С 21 ноября по 3 декабря 2003 года станция работала в районе скважины № 1474 Кувашской площади (первый квадрат сейсмического воздействия).

С 15 по 29 декабря 2003 года станция работала в районе скважины № 4057 Кувашской площади (второй квадрат сейсмического воздействия).

Компонентный состав (относительный % пяти углеводородных компонент С1-С5) в процессе воздействия существенно менялся.

Перед началом воздействия процент тяжелых компонент в пробе газа составлял 70-75 %, а количество легкого метана - 2-3%. В течение первых пяти дней воздействия метан скачкообразно повышался, и уже через пять дней (20 декабря) концентрация метана стала почти 100 %.

Этот факт объясняется тем, что метан в пласте находится, в основном, в свободном состоянии за счет того, что его растворимость в нефтях в 9 раз меньше, чем этана и в 21 раз меньше, чем пропана. Являясь самым легким углеводородом, метан обладает и самой большой диффузионной способностью, поэтому при сейсмическом воздействии на пласт метан выделяется в первую очередь.

Анализ диаграммы с сейсмоприемника показал, что воздействие осуществлялось качественно и с установленной временной периодичностью.

Совместная интерпретация диаграмм сейсмовоздействия и кривых газосодержания показала отсутствие корреляции изменений. Таким образом, влияние возмущений на повышение газосодержания зависит от общего количества сейсмовоздействий.

Работы по сейсмическому воздействию были начаты 21 ноября 2003 г. и закончены 28 февраля 2004 г. Местом воздействия была выбрана точка, находящаяся в 400 м от устья скважины № 1471 на северо-восток. В дальнейшем, в целях оценки влияния точки вибровоздействия на повышение нефтеотдачи, расположение вибраторов было изменено.

Накопленный отечественный и зарубежный опыт применения сейсмовоздействия с целью увеличения нефтеотдачи пластов, а также результаты опытно-промышленных и лабораторных исследований свидетельствуют, что механизм действия упругих волн на залежи нефти обладает чрезвычайно широким спектром. Так выяснилось, что сейсмовоздействие приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти водой за счет:

а) вовлечения в фильтрацию пленочной нефти и нефти, защемленной капиллярным давлением;

б) снижение вязкости структурированной нефти;

в) переуплотнения порового коллектора;

г) возникновения микро- и макротрещин при освобождении накопленной тектонической энергии.

Следствием рассмотренных явлений могут быть снижение обводненности добываемой продукции, интенсификация притока пластовых флюидов к скважинам, увеличение приемистости нагнетательных скважин. Следует отметить, что при определенных условиях результаты сейсмовоздействия могут быть и прямо противоположные. Учитывая это, за технологические показатели эффективности сейсмовоздействия на Кувашском участке были приняты: изменение добычи нефти за счет изменения обводненности продукции скважин и изменение добычи нефти за счет изменения дебитов жидкости. Зона сейсмовоздействия была условно распространена на площадь Кувашского участка, так как схема воздействия была рассчитана на охват всей залежи нефти в терригенной толще карбона.

С целью исключения влияния на результаты проводимых геолого-технических мероприятий, а также изменений по тем или иным причинам режимов работы скважин эффективность сейсмовоздействия определялась по каждой скважине. При этом исключались скважины с ГТМ, в результате которых могли измениться обводненность или дебит, проведенными менее, чем за три месяца до и после воздействия, а также скважины с длительными простоями (более 20 суток) в указанные периоды. По остальным скважинам определялась дополнительная добыча (положительная или отрицательная) отдельно за счет снижения (роста) обводненности и за счет увеличения (уменьшения) дебита жидкости. Оценка дополнительной добычи нефти проводилась согласно «Методического руководства по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», ВНИИНефть, Москва-1993 г., а также Стандарта отрасли «Оценка технологической эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти», рекомендованного в 2003 году Департаментом регулирования недропользования Минэнерго России. Для оценки были использованы два метода:

- метод оценки по характеристикам вытеснения;

- метод оценки по динамикам показателей разработки участка и эксплуатации скважин.

Оценка была проведена двумя способами:

- по показателям разработки участка воздействия в целом.

- суммированием дополнительной добычи нефти (положительной, отрицательной) по всем учитываемым скважинам участка.

Базовые уровни добыч жидкости, нефти и обводненности, а также базовая характеристика вытеснения для участка в целом и для каждой скважины определялись путем корреляционно-регрессионного анализа промысловых данных за два года, предшествующих воздействию, предоставленных геологической службой ООО НГДУ «Чекмагушнефть».

Анализ результатов ВСВ на Кувашском участке свидетельствует, что значимый положительный технологический эффект получен по 35 скважинам за счет снижения обводненности добываемой продукции скважин.

Суммарная дополнительная добыча нефти по участку воздействия за период с 03.12.2003г по 04.10.2005г. составляет 29956 тонн. Доля дополнительной добычи нефти за счет снижения обводненности 98,5%, за счет изменения дебитов по жидкости —1,5 %.


^ ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании аналитического обзора проблем в нефтедобыче, связанных с наличием застойных зон в местах с различной проницаемостью разработана рабочая гипотеза сейсмического воздействия на нефтяную залежь, основанная на модели горного массива, учитывающей естественную структуру, знак и величину компонент напряженного состояния продуктивного пласта для выбора точки приложения сейсмической энергии.

2. Разработана и апробирована в промысловых условиях методика динамического воздействия на пласт, которая состоит из двух этапов:

- выбор оптимальной области коллектора и точки размещения сейсмического источника;

- определены параметры воздействия по максимальному резонансному отклику коллектора;

3. Разработана технология сейсмического воздействия на продуктивный пласт группой вибраторов со следующими параметрами: рабочие частоты в диапазоне 14 – 26 Гц, длина свип-сигнала 1 минута- режим работы вибраторов выбран исходя из технических возможностей оборудования – 40 минут работы, 20 минут технический перерыв. Характер работы круглосуточный.

4. По результатам промыслово-геофизических исследований эффективным методом контроля воздействия является гидродинамический метод, показавший увеличение гидропроводности пласта, что связано с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов. Газовый каротаж показал резкое увеличение легких фракций, в частности метана, в пробах попутного газа.

5. Проведенные промысловые испытания сейсмического воздействия на локальную нефтяную залежь Манчаровского месторождения Республики Башкортостан позволяет заключить:

- сейсмическое воздействие положительно повлияло как на ближнюю к источнику зону, так и на всю залежь в целом. Повышением добычи отреагировали почти все скважины, в том числе скважины, находящиеся на расстоянии не менее 4 км от точки воздействия;

- в ближайшей от точки воздействия зоне (ориентировочно в радиусе до 400 м) наблюдается снижение добычи нефти. Последнее может быть связано с механизмом сейсмического воздействия: продольные волны в ближней зоне воздействуют перпендикулярно нефтяному пласту, при удалении от точки воздействия продольные волны начинают воздействовать на пласт под определенным углом;

- минимальный эффект от вибросейсмического воздействия наблюдался в скважинах, имеющих нефтенасыщенную толщину менее 2 м, а максимальный эффект от вибровоздействия наблюдается в скважинах с максимальной нефтенасыщенной толщиной (более 3 м).

6.В результате опытно-методических работ было дополнительно добыто 29956 тонн нефти. Отмечено, что прирост добычи происходит в основном за счет уменьшения обводненности добываемой продукции.

^ Список основных публикаций:

1. Гарайшин Ш.Г., Мухамедьянов А.А., Перминова Н.Н. Использование геолого-технологических моделей для оценки выработки запасов нефти. /Научно-технический журнал «Геофизика». М.: «Издательство ГЕРС».-2003.С.88-91

2. Гарайшин Ш.Г., Шеленин А.М., Юсим Ю.М. Организация технологии обработки и интерпретации данных ГИРС./ Научно-технический журнал «Геофизика»- М.: «Издательство ГЕРС».-2003.-специальный выпуск ЕАГО.

С.62-69

3. Гарайшин Ш.Г., Адиев Р.Я., Глушков В.А., Васильев С.М., Лесников В.В. Аппаратурно-програмный комплекс регистрации и экспресс обработки данных скважинной сейсморазведки./ НТВ «Каротажник» Тверь: Издательство «АИС».-2002-Вып. 99 С. 75-83

4. Гарайшин Ш.Г., Масагутов Р.Х., Назмиев И.М., Гафуров О.Г., Ханмурзина Г.Р. Результаты сейсмоволнового воздействия на нефтесодержащие пласты Манчаровского месторождения./Известия ВУЗОВ. Горный журнал.2006 №6 С.130-138

5.Патент №2291956,Россия, МПК Е21В 43/16. Способ сейсмовоздействия на продуктивный пласт./ Гарайшин Ш.Г., Масагутов Р.Х., Янтурин А.Ш., Гафуров О.Г., Альмухаметов А.А.

6. Гарайшин Ш.Г., Глушкова Т.А., Мигунов Г.В., Писецкий В.Б., Талалай А.Г., Шилина Г.В. Интегрированные технологии в системе рационального недро- и природопользования. /г.Екатеринбург, УГГУ, 2006, C.1-85

7. Гарайшин Ш.Г., Масагутов Р.Х., Гафуров О.Г., Альмухаметов А.А. Некоторые результаты сейсмовоздействия на продуктивный пласт Манчаровского месторождения./Научно-технический журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» 2007№2(68) г. Уфа.


Соискатель Ш.Г.Гарайшин


Добавить документ в свой блог или на сайт


Похожие:



Если Вам понравился наш сайт, Вы можеть разместить кнопку на своём сайте или блоге:
refdt.ru


©refdt.ru 2000-2013
условием копирования является указание активной ссылки
обратиться к администрации
refdt.ru