Івано - Франківський національний технічний університет нафти і газу

Є г е р Д м и т р о О л е к с а н д р о в и ч

УДК 622.276.4

ПІДВИЩЕННЯ ВУГЛЕВОДНЕВИЛУЧЕННЯ ІЗ ПОКЛАДІВ

УПОРЯДКОВАНОЮ ДІЄЮ НА ПРИВИБІЙНУ ЗОНУ ПЛАСТА

05.15.06 – Розробка нафтових та газових родовищ

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня

доктора технічних наук

Івано-Франківськ – 2003

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу Міністерства освіти і науки України.

Науковий консультант: | доктор технічних наук

Дорошенко Володимир Михайлович,

ВАТ „Укрнафта”, начальник управління розробки нафтових і газових родовищ | Офіційні опоненти: | доктор технічних наук, професор

Нагорний Володимир Петрович,

завідувач відділу інтенсифікації обмінних процесів Інституту геофізики ім. Ф.І. Суботіна НАН України

доктор технічних наук

Фик Ілля Михайлович,

Український науково-дослідний і проектний інститут природних газів, м. Харків, заступник директора

доктор технічних наук

Зезекало Іван Гаврилович,

Полтавське відділення Українського

державного геологорозвідувального інституту, головний науковий співробітник | Провідна установа: | ВАТ „Український нафтогазовий інститут”, м. Київ |

Захист відбудеться „26” грудня 2003 р. о 14:00 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 20.052.02 Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу за адресою:

76019, Україна, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15.

З дисертацією можна ознайомитись у науково-технічній бібліотеці Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу за адресою:

76019, Україна, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15.

Автореферат розісланий “ 25 ” листопада 2003р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради Д.20.052.02,

кандидат технічних наук Ковбасюк І.М.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. На найближчу перспективу 10–20 років споживання нафти в балансі первинних енергоносіїв практично залишиться на теперішньому рівні, як у високо розвинутих країнах світу, так і в Україні. Споживання газу в розвинених країнах збереже тенденцію зростання на 2,7% щорічно. Очевидно такими ж, або, можливо, трохи нижчими темпами, зростатиме споживання газу і в Україні.

Максимальних видобутків нафти і газу було досягнуто в 70-х роках, і в подальшому видобуток цих вуглеводнів постійно знижувався, і лише з 1994 року вдалося практично стабілізувати видобуток газу на рівні 18,0–18,4 млрд. м3 та нафти з газовим конденсатом — 3,8–4,2 млн.т. Така динаміка видобутку вуглеводнів зумовлена інтенсивним виснаженням великих по запасах родовищ нафти і газу, катастрофічним скороченням геолого-розвідувальних робіт та приростів запасів нафти і газу та збільшенням долі родовищ з важковидобувними запасами нафти і газу.

Дефіцит паливно-енергетичних ресурсів та необхідність їх високоефективного використання і формує високу актуальність проблеми стабілізації, а в перспективі і нарощування обсягу видобутку нафти і газу.

Поряд із значним збільшенням геолого-розвідувальних робіт другим основним напрямком вирішення задачі стабілізації і можливого нарощування обсягів видобутку вуглеводнів є удосконалення існуючих систем розробки родовищ, особливо з важковидобувними запасами. Оскільки, як у світовій практиці, так і в практиці розробки нафтових родовищ України, найвищу ефективність і найширше впровадження мають гідродинамічні методи підвищення коефіцієнта вилучення нафти, то актуальними і необхідними є дослідження та розробка принципів і засобів регулювання напрямками та швидкостями фільтраційних потоків пластових флюїдів в об’єктах розробки з метою збільшення, як поточних обсягів видобування нафти і газу, так і кінцевого коефіцієнта вилучення вуглеводнів.

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Робота входить до науково-тематичних планів Міністерства освіти і науки та підприємств нафтогазовидобувної галузі України. Дослідження, виконані у рамках дисертаційної роботи, охоплюють спектр проблем, які визначені національною програмою “Нафта і газ України до 2010 року” та програмою освоєння ресурсів газу і нафти шельфу Чорного та Азовського морів (2000 – 2015 роки). Результати роботи використані при виконанні господарсько-договірної тематики по договорах №№ 72015129, 75037142, 01826054091, 80839507, 01830048383, 74024425, 2\96, 104\98, 39\99, 42\01.

Мета і задачі дослідження. Метою досліджень є розробка принципів та засобів підвищення вуглеводневилучення управлінням фільтраційними потоками пластових флюїдів у багатошарових складнопобудованих покладах нафти і газу направленою та упорядкованою дією на привибійну зону пластів у цілому по об’єкту розробки.

Задачі дослідження.

1. Вивчення умов формування стану фільтраційної характеристики привибійної зони пласта та впливу на неї основних чинників в процесі первинного та вторинного розкриття продуктивного інтервалу та його експлуатації, розробка методів контролю стану фільтраційної характеристики привибійної зони пласта та стовбура свердловини.

2. Дослідження впливу методів дії на привибійну зону багатошарових пластів на динаміку процесу розробки покладів та коефіцієнт нафтовилучення.

3. Вивчення механізмів направленої дії на привибійну зону пластів і розробка спрямованих та селективних методів дії на привибійну зону багатошарових пластів.

4. Розробка принципів та засобів упорядкованої дії на привибійну зону пластів через експлуатаційні свердловини у цілому по об’єкту розробки з метою регулювання розробки родовищ зміною динаміки та напрямку фільтраційних потоків пластових флюїдів у високо неоднорідних складнопобудованих покладах.

5. Відпрацювання та впровадження направленої та упорядкованої дії на привибійну зону пластів у цілому по об’єкту розробки на родовищах ВАТ “Укрнафта”.

Об’єкт дослідження – процеси підвищення вуглеводневилучення з покладів нафти і газу гідродинамічними методами.

Предмет дослідження – упорядкована дія на поклади нафти і газу через при вибійну зону пластів.

Методи досліджень. Аналіз та узагальнення теоретичних і практичних досягнень інтенсифікації видобутку нафти і газу. Теоретичні, експериментальні та промислові дослідження фізико-хімічних явищ та технологічних параметрів, що супроводять процеси дії на привибійну зону пластів.

Наукова новизна одержаних результатів.

1. Вперше теоретично обґрунтовано та практично підтверджено, що неупорядковане безсистемне застосування методів дії на привибійну зону багатошарових високонеоднорідних пластів з метою збільшення продуктивності свердловин призводить до зменшення кінцевого коефіцієнта вилучення вуглеводнів.

2. Виявлено закономірності впливу на коефіцієнт витиснення нафти водою ступені неоднорідності пласта та товщини окремих шарів у багатошарових пластах.

3. Розкрито механізм та вперше розроблено методи селективної дії на привибійну зону багатошарових пластів з використанням молекулярно-хвильового впливу.

4. Розкрито механізми та розроблено технологічні процеси спрямованої та селективної дії на привибійну зону пластів з використанням полімерних та газорідинних систем.

5. Вперше теоретично обґрунтовано та розроблено принципи і засоби упорядкованої дії на привибійну зону пластів через експлуатаційні свердловини у цілому по об’єкту розробки з метою збільшення коефіцієнта вуглеводне вилучення, та програмний комплекс для геологічного і гідродинамічного моделювання процесів розробки високонеоднорідних складно побудованих багатошарових покладів.

Практичне значення одержаних результатів.

1. Створено основи для розробки, удосконалення та ефективного використання направленої та упорядкованої дії на привибійну зону пластів через експлуатаційні свердловини у цілому по об’єкту розробки з метою її раціоналізації та дорозробки покладів вуглеводнів із забезпеченням максимальних коефіцієнтів вуглеводневилучення.

2. Розроблено 23 патентозахищені технології та обладнання спрямованої селективної дії на привибійну зону пласта та контролю за станом привибійної зони пласта і стовбура свердловини.

3. Розроблено алгоритми, методологію та програмний комплекс геологічного і гідродинамічного моделювання процесу розробки складно побудованих багатошарових покладів вуглеводнів для проектування процесів упорядкованої дії на привибійну зону пластів через експлуатаційні свердловини у цілому по об’єкту розробки з метою раціональної розробки покладів вуглеводнів.

4. Більшість розробок випробувано в промислових умовах на нафтових і газових родовищах України.

5. Результати досліджень роботи увійшли до науково-технічної та навчальної літератури і використовуються для підвищення науково-технічного рівня інженерно-технічних працівників галузі та навчального процесу аспірантів та студентів.

Особистий внесок здобувача. В дисертаційній роботі основні результати отримані автором самостійно, а особистий внесок у роботах, опублікованих в співавторстві наступний: [2]— проведено дослідження ресурсної бази нафти і газу в Україні, стану розробки основних родовищ нафти і газу у тому числі важковидобувних, обгрунтовано основні напрямки стабілізації та нарощування видобутку вуглеводнів; [3]— розроблено технології дії на ПЗП розчинниками; [5]— розроблено методології проектування молекулярно-хвильових генераторів, проведення стендових та промислових випробування; [6]— на підставі аналізу розробки нафтових родовищ ВАТ “Укрнафта” обгрунтовано напрямки підвищення ефективності розробки родовищ з важковидобувними запасами; [7, 9–13]— проведено дослідження впливу різних чинників в процесі первинного і вторинного розкриття продуктивних горизонтів та експлуатації свердловин на стан фільтраційної характеристики ПЗП та розроблено технології по зменшенню їх негативного впливу; [14, 15, 17–20]— проведено дослідження та обґрунтовано вплив стану фільтраційної характеристики привибійної зони пласта на коефіцієнт вилучення вуглеводнів з покладів; [22,26]— обґрунтувано і розроблено методи направленої дії та проведено промислові випробування; [29,30]— проведено постановку задач досліджень, вибрано гідродинамічну модель, узагальнено результати досліджень; [31–48]— проведено теоретичні, експериментальні, промислові дослідження, розроблено та впроваджено направлені методи та упорядковані дії на ПЗП у цілому по об’єкту розробки.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи доповідались та обговорювались на науково-практичній конференції “Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України” (1995р., м.Львів); науково-технічній конференції ВАТ “Укрнафта” (1995р., с.Гута); науково-технічних конференціях професорсько-викладацького складу Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу (1995, 1996р.р., м.Івано-Франківськ); науково-практичній конференції “Проблеми і перспективи науково-технічного прогресу АТ “Укрнафта” в умовах ринку” (1996р., м.Івано-Франківськ); International Geosciens Conference and Exhibition (1997р., м.Москва); 2-й Міжнародній науково-технічній конференції (1997р., м.Львів); 5-й Міжнародній науково-практичній конференції УНГА “Нафта і газ України – 98”, (1998р., м.Полтава); 6-й Міжнародній науково-практичній конференції УНГА “Нафта і газ України – 2000” (2000р., м.Івано-Франківськ); Міжнародній конференції “Енергетична безпека Європи. Погляд у XXI століття” (2001р., м.Київ); науково-технічній конференції НАК “Нафтогаз України” (2001р., м.Івано-Франківськ); виробничій нараді ВАТ “Укрнафта” “Стан розробки нафтових та газових родовищ ВАТ “Укрнафта”, (2001р., м.Долина); Міжнародній науково-технічній конференції “Геопетроль-2002”, (2002р., м.Закопане, Польща); 7-й Міжнародній науково-практичній конференції “Нафта і газ України - 2002”, (2002р., м.Київ).

Публікації. Основні положення дисертації опубліковані в 48 наукових працях, у тому числі в одному довіднику, 4 монографіях, 18 авторських свідоцтвах і патентах.

Структура і обсяг роботи. Дисертація складається з вступу, п’яти розділів, висновків і додатків. Матеріал викладено на 356 сторінках; робота містить 40 таблиць, 54 рисунки, 2 додатки, 231 назви бібліографічних джерел.

Автор вважає своїм обов’язком виразити щиру подяку за цінні поради і допомогу при виконанні окремих розділів роботи науковому консультанту академіку УНГА, д.т.н. В.М.Дорошенку, академіку УНГА, професору, д.т.н. Ю.О.Зарубіну, академіку УНГА, д.г.-м.н. М.Р.Ковальчуку, дійсному члену Нью – Йоркської академії наук, професору, д.т.н. А.П.Кічігіну, академіку УНГА, професору, д.т.н. Р.М.Кондрату, академіку УНГА, професору, д.т.н. В.С.Бойку.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У першому розділі проведено дослідження стану ресурсної бази вуглеводнів в Україні та ВАТ “Укрнафта”. Значне зниження обсягів геолого-розвідувальних робіт в останні роки спричинило суттєве перевищення обсягів видобутку вуглеводнів порівняно з приростом їх запасів. Станом на 01.01.2002 р., за міжнародною класифікацією запасів, поточні запаси нафти з газовим конденсатом складають 69,3 млн.т, а газу 223,9 млрд.м3. При існуючих обсягах видобутку нафти і газу річні темпи відбору яких від поточних запасів складають 5 і 7,7% відповідно, забезпеченість видобутку запасами складає близько 20 років по нафті і 13 по газу.

Виходячи з існуючого стану геолого-розвідувальних питання стабілізації та нарощування видобутку нафти і газу на даному етапі може бути вирішене лише значним підвищенням ефективності процесів розробки відкритих нафтових і газових родовищ.

Вивчення поточного стану розробки родовищ ВАТ “Укрнафти” показало, що на сьогодні переважна більшість основних нафтових родовищ виснажені більше як на 90%, постійно погіршується структура запасів і на 01.01.2001 р. частка важко видобувних запасів склала 69,9%, річний темп відбору з них знаходиться в межах одного відсотка. Виходячи з цього, першочерговим для стабілізації та нарощування обсягів видобутку вуглеводнів залишається підвищення ефективності процесів розробки родовищ і насамперед з важковидобувними запасами. Зарубіжним та вітчизняним досвідом доведено високу техніко-економічну ефективність застосування гідродинамічних методів підвищення нафтовилучення. При цьому регулювання динаміки і напрямку фільтраційних потоків пластових флюїдів приводить до підвищення вуглеводневилучення з покладів і забезпечується лише через привибійну зону пластів певною системою перерозподілу відбору рідини у видобувних свердловинах, нагнітанням води в нагнітальних, а також підключенням в зону активного дренування слабодренованих та ізольованих ділянок покладу. Однак у будь якому випадку, керування фільтраційними потоками пластових флюїдів можливе лише дією на привибійну зону пластів через експлуатаційні свердловини.

Проблемам розробки та удосконалення методів дії на привибійну зону пластів з метою покращання її фільтраційнно-ємнісних характеристик присвятили теоретичні та експериментальні дослідження ряд українських та іноземних вчених: О.І.Акульшин, О.О.Акульшин, Ю.А.Балакірєв, В.С.Бойко, Р.Ф.Гімер, В.М.Дорошенко, Ю.О.Зарубін, І.Г.Зезекало, Ю.Д.Качмар, А.Ф.Кічигін, М.П.Ковалко, М.Р.Ковальчук, Р.М.Кондрат, Р.В.Місьович, А.В.Михалюк, В.П.Нагорний, К.О.Оганов, І.А.Пилипець, Г.Д.Савенков, В.М.Світлицький, І.М.Фик, Р.С.Яремійчук, В.А.Аміян, В.О.Блажевич, Ш.К.Гіматудінов, В.П.Дибленко, Ю.В.Желтов, Г.Г.Мустафін, Р.Ш.Рахімкулов, Є.М.Тосунов, Г.Ф.Требін, В,С.Уголєв, Н.Н.Баррон, К.В.Кров, Л.Д.Робертс, Д.Спарлінг та багато інших.

Нами систематизовано головні чинники за механізмами їх дії на три групи, що впливають на формування привибійної зони пластів на етапі первинного і вторинного розкриття пластів та в процесі експлуатації свердловин.

Проведені нами дослідження впливу процесу первинного та вторинного розкриття багатошарових продуктивних розрізів по 97 об’єктах родовищ Передкарпаття дозволили встановити, що використання звичайних глинистих розчинів та перевищення на 25 – 30% пластового тиску в процесі первинного та вторинного розкриття пластів значно погіршує їх фільтраційну характеристику та ускладнює процес освоєння. В процесі випробування продуктивного інтервалу в св. №42 Східниця, що розкривався за вище згаданих умов, проникність привибійної зони пласта порівняно з віддаленою, зменшилась більш, як у шість разів, а зона зниженої проникності привибійної зони пласта сягнула 2,5 м від стінки свердловини.В той же час, використання інвертних емульсійних розчинів при розкритті продуктивного розрізу бурінням збільшує більше, як у два рази частку освоєних об’єктів, де отримано приплив рідини понад 5 м3/добу і в 4 рази зменшує долю об’єктів з припливом рідини менше 1м3/добу.

Проведені нами дослідження впливу на якість розкриття продуктивного інтервалу,часу розкриття та кількості спускопідіймальних операцій у свердловині №28 Коржівської площі, показали, що при зменшенні цих параметрів у два рази збільшуються відповідно у півтора-два рази коефіцієнт продуктивності свердловини та товщина продуктивного інтервалу з промисловим припливом газу в порівнянні з оточуючими свердловинами.

Важливим етапом в процесі будівництва свердловини в багатошаровому продуктивному інтервалі є кріплення експлуатаційної колони, яке повинно забезпечити мінімальний негативний вплив цементного розчину на фільтраційно-ємнісні характеристики нафтогазонасичених пластів та надійне їх розмежування. З цією метою нами розроблений облегшений цементний розчин густиною 1400-1550 кг/м3 для кріплення експлуатаційних колон в інтервалі температур від 20 до 100?C.

Дослідження якості вторинного розкриття багатошарових продуктивних інтервалів підтвердило, що такі об’єкти слід розкривати за рівноважних умов гідропіскоструминевою або газогідропіскоструминевою перфорацією. Це забезпечує найменший негативний вплив на фільтраційноємнісну характеристику продуктивних пластів та не погіршує герметичність цементного кільця за експлуатаційною колоною.

Показано, що в процесі експлуатації свердловин привибійна зона пласта далі перебуває під впливом негативних факторів (зміна термодинамічних умов, вплив рідин глушіння в процесі підземних та капітальних ремонтів, вплив якості нагнітальної води та інших рідин в нагнітальні свердловини, що погіршують її фільтраційну характеристику.

Багатьма авторами експериментально доведено, що у рідинах, які закачуються в пласти, частинки розміром 1/10 діаметра порових каналів проходять вільно. А частинки розміром 1/3 діаметра порових каналів їх закупорюють. Нами проведені дослідження та розроблено технологію підготовки підтоварної води з допомогою модифікованих і порошкових сорбентів для зменшення негативного впливу на привибійну зону пласта підчас її закачування.

Зміна насиченості в привибійній зоні пласта значно впливає на рух вуглеводневих фаз та води. Особливо цей вплив стає суттєвим при розробці різно-проникних багатошарових родовищ. З одного боку, витиснення нафти, за умов природного режиму, чи нагнітанням води в продуктивні горизонти, забезпечує найвищі коефіцієнти нафтовилучення. З іншого боку, при відсутності контролю та регулюванням розробки таких покладів, прогресуюче обводнення може призвести до значного зменшення коефіцієнтів вилучення вуглеводнів.

Проблемі вивчення причин обводнення, у тому числі і прогресуючого, присвячено значні дослідження вчених. Всі чинники, що зумовлюють обводнення свердловин, поділяються на дві групи: геологічні та техніко-технологічні, або природні і спричинені. Природні чинники обводнення свердловин передусім обумовлені геологічною будовою родовища, режимами його розробки, та властивостями пластових флюїдів. До техніко-технологічних чинників відносять стан експлуатаційної колони та цементного кільця в заколонному просторі, темп нагнітання та відбору рідини, якістю первинного та вторинного розкриття продуктивного інтервалу, застосування методів інтенсифікації видобутку нафти і газу, тощо. Такий широкий спектр чинників, що впливають на обводненість продукції свердловин, зумовив розробку значної кількості методів контролю та визначення шляхів обводнення, і особливо прогресуючого.

Дослідження відомих методів виділення водонасичених інтервалів в продуктивному розрізі дозволили нам розробити принципово нові підходи та технологію визначення водонасичених пластів в багатошаровому продуктивному розрізі та місць негерметичності експлуатаційної колони і шляхів заколонних перетікань на основі створення штучного фізичного поля в шарах з наступною їх реєстрацією геофізичними методами. Штучне фізичне поле створюється закачуванням в привибійну зону шарів продуктивного інтервалу газоподібного індикатора. Внаслідок високої фазової проникності газоподібного індикатора в газонасичені прошарки і низької в обводнені, газоподібний індикатор в основному, проникає в газонасичені шари і формує в них штучне фізичне поле, яке реєструється методами радіоактивної геофізики (ІННК). В якості газоподібного індикатора використовується газоподібний азот, оскільки час життя теплових нейтронів в ньому значно вищий, ніж у пластовій воді.

Важливим фактором, що впливає на формування фільтраційної характеристики привибійної зони пласта та, власне, і на процес витиснення нафти водою, є капілярні ефекти. Цей вплив може бути значним і його необхідно враховувати у вищенаведених процесах при розробці високонеоднорідних низькопроникних колекторів з різко вираженою гідрофобною або гідрофільною поверхнею. Капілярне просочування рідин в низько проникні прошарки, особливо у газонасичені, при розкритті пластів та експлуатації свердловин може утворювати стійкі бар’єри, та зумовлювати виключення з розробки окремих прошарків, негативно впливати на вилучення вуглеводнів.

Для вивчення капілярних процесів нами проведено експериментальні дослідження капілярного просочування порід-колекторів рідинами на водній та вуглеводній основах. Керновий матеріал був представлений алевролітами, дрібнозернистими пісковиками, а також кварц-поліміктовими дрібнозернистими пісковиками із родовищ ДДЗ та Передкарпаття. Відкрита пористість порід складала 8–22%, а проникність — 0,001–0,83 мкм2. Взірці кернів, відібрані з водоносних горизонтів, мали виражений нейтральний характер змочування поверхні порового простору. Взірці кернів, відібраних з нафтоносних і газоконденсатних горизонтів мали більш виражену гідрофобну поверхню порового середовища. Породи нафтових родовищ Передкарпаття проявляють як гідрофобний, так і гідрофільний характер змочування. Присутність у рідинах просочування ПАР (неонолу, превоцелу, сульфонолу) прискорює процес просочування на 15–20%. Виконані дослідження свідчать про необхідність обов’язкового врахування капілярних ефектів як при розкритті продуктивних розрізів, так і в процесі їх розробки особливо для Передкарпатського регіону.

У другому розділі представлені дослідження ефективності методів інтенсифікації видобутку нафти і газу, в тому числі, на родовищах ВАТ “Укрнафта” та впливу методів дії на привибійну зону пласта на коефіцієнт витиснення нафти водою в багатошарових пластах.

У 2001 році на родовищах нафти і газу, що експлуатуються підприємствами НАК “Нафтогаз України”, при експлуатаційному фонді 4619 свердловин проведено 1734 свердловинооперація по інтенсифікації видобутку вуглеводнів. Додатковий видобуток по нафті з газовим конденсатом склав 101 тис.т та по газу 488,1 млн.м3, що до загального видобутку складає 2,8 та 1,24% відповідно. Ці показники достатньо вагомі і при значному підвищенні ефективності процесів їх можна принаймні подвоїти, тобто, довести до середньосвітового рівня. Основними методами дії на привибійну зону пласта залишаються дія кислотними розчинами у різних модифікаціях, в тому числі направлена, дія на ПЗП поверхнево активними речовинами, гідравлічні розриви пласта, віброхвильова дія та комплекс робіт з обмеження припливу пластових вод. Річні обсяги цих видів робіт на родовищах ВАТ “Укрнафти” складають 40–60 свердловинооперацій з додатковим видобутком нафти до 250 т. Додатковий видобуток нафти щорічно компенсує до 3% темпу падіння видобутку нафти по родовищах ВАТ “Укрнафта”.

Проведений аналіз та дослідження ефективності використання методів підвищення нафтовилучення на нафтових родовищах ВАТ ”Укрнафта” показує, що частка видобутку нафти за рахунок сучасних методів підвищення нафтовилучення у загальному видобутку наближається до 10%, що в цілому відповідає світовому рівню.

Таким чином, проведені дослідження дозволили визначити потенційні технологічні можливості застосування методів дії на привибійну зону пластів, сучасних та третинних методів підвищення вилучення нафти в існуючих умовах розробки нафтових родовищ ВАТ ”Укрнафта” та встановлено, що найбільш ефективними та перспективними є гідродинамічні методи підвищення коефіцієнта нафтовилучення.

В зв’язку з широким спектром технологічних процесів, що об’єднуються терміном “інтенсифікація видобутку нафти і газу”, автором запропонована класифікація методів інтенсифікації видобутку нафти і газу на основі підпорядкування певній меті різних цілевих рівнів. На вищому рівні цілей методи інтенсифікації класифікуються в залежності від об’єкту дії (пласт, привибійна зона пласта, стовбур свердловини, підземне та наземне обладнання), на наступному рівні - за механізмом дії, і на найнижчому цілевому рівні - за вирішенням конкретних технологічних і технічних задач.

На детермінованій математичній моделі проведено гідродинамічні розрахунки для характерних випадків розташування високо і низькопроникних шарів у продуктивному інтервалі з урахуванням зміни проникностей у привибійній зоні пласта видобувної свердловини з метою вивчення закономірностей впливу стану привибійної зони пластів на процеси витиснення нафти водою в багатошаровому неоднорідному нафтовому покладі. Дослідження процесу витиснення нафти водою проводили на гіпотетичному об’єкті, що за формою являє собою сектор кругового циліндру з кутом 45о та радіусом 500 м. Покрівля та підошва пласта, а також бокові границі, що утворюють кут сектору, вважались непроникними. Загальна товщина пласта становить 24 м і складається з восьми шарів, кожен з яких має товщину 3 м, з відповідними значеннями пористості та проникності. Шари гідродинамічно сполучені по вертикалі, але мають анізотропний характер, тобто горизонтальна проникність у 10 разів більша за вертикальну. При початковій насиченості нафтою 80%, водонасиченість – 20%. Початковий пластовий тиск – 30 МПа, в’язкість нафти – 5 мПа•с, води – 0,5 мПа•с. Об’ємні коефіцієнти нафти і води при початковому тиску: 1,37 і 1,0 відповідно, коефіцієнти стисливості: нафти – 0,003 1/МПа, води – 0,0003 1/МПа. Початкові запаси нафти – 180 тис. т. Умовний об’єкт дренований досконалою за ступенем розкриття свердловиною, яка розташована вздовж вісі обертання. Вона експлуатується за умови підтримання постійного вибійного тиску – 25 МПа. Нагнітання води здійснюється через галерею, розташовану на зовнішній циліндричній границі пласта. Постійна витрата води через галерею розрахована за умови, що за 5 років закачується об’єм води, рівний 1,5 порового об’єму пласта. Характеристики витиснення, які визначаються відносними фазовими проникностями для нафти та води (Рн, Рв), є різними для довільно вибраних в області фільтрації зон. В кожній зоні вони задані як функції водонасиченості Sв

;

,

де SORz — насиченість залишковою нафтою у відповідній зоні; SWR — насиченість зв’язаною водою; Az, Bz — зональні нормуючі коефіцієнти; C,D — показники ступенів.

В моделі враховано залежність між абсолютною горизонтальною проникністю колектора та коефіцієнтом витиснення, який визначає відповідну насиченість залишковою нафтою. Ця залежність підсумовує численні промислові та експериментальні дані. Залежності об’ємних коефіцієнтів нафти Вн та води Вв від тиску Р апроксимовані в моделі експонентами, що найбільш зручно для слабо стисливих рідин

;

,

де ВЕТО та BETW — коефіцієнти стисливості нафти та води; Сн, Св — коефіцієнти в’язкості фаз у пластових умовах (для моделі вважаються постійними).

Проведені дослідження показують, що різні варіанти відновлення зв’язку між свердловиною та шарами впливають на форму водних ізосат на початковому етапі. При безводному вилученні нафти величини коефіцієнту нафтовилучення характеризують початкове зростання дебіту нафти після обробки привибійної зони, яке в залежності від характеру обробки становить від 17% до 50%. Але таке початкове зростання продуктивності свердловини не обумовлює адекватного росту кінцевого коефіцієнту нафтовилучення. Якщо без впливу на забруднену привибійну зону прошарків він становить 0,308, то в ідеальному випадку (повне відновлення проникності всіх шарів) він досягає 0,354. При випадковій зміні проникності окремих шарів кінцевий коефіцієнт нафтовилучення змінюється незначно. Детерміновані моделі, по суті, і не можуть диференціювати величини кінцевих коефіцієнтів вилучення нафти від впливу зміни напрямків та динаміки фільтраційних потоків в багатошаровому покладі. Виходячи з цього, були проведені також модельні теоретичні дослідження на обмінних моделях, у яких в умовах витиснення нафти водою, покладена залежність коефіцієнту витиснення від швидкості фільтрації, отримана Ю.О.Зарубіним

,

де ? – коефіцієнт витиснення; Nc=/- капілярне число; - міжфазний поверхневий натяг на границі нафта-вода; - швидкість фільтрації; - в’язкість води; В – коефіцієнт, який залежить від відносної в’язкості нафти.

Дослідження закономірностей впливу методів дії на привибійну зону пласта на коефіцієнт витиснення нафти водою виконано на прикладі плоско радіального потоку, що позволило отримати кінцеві результати у квадратурних наглядних формах. Очевидно, що для потоків складної форми висновки будуть змінюватись лише кількісно, а якісні характеристики залишаться незмінними. Для цих умов середньозважений коефіцієнт витиснення для постійної товщини пласта визначався за рівнянням

,

де і - радіуси контуру живлення та свердловини; q – дебіт свердловини.

При моделюванні на двошаровому пласті встановлено, що за рахунок неоднорідності пласта за проникністю зниження коефіцієнту витиснення може досягти десяти відсотків. Цікавий також зв’язок зниження коефіцієнту витиснення нафти в неоднорідному пласті в залежності від співвідношенням товщин високопроникного інтервалу. Значним він стає при досягненні товщина високопроникного прошарку 10% і більше від загальної товщини пласта.

Як показали теоретичні оцінки, при проведенні кислотної дії на ПЗП внаслідок переважного проникнення кислотного розчину у високо проникний шар пласта, його неоднорідність збільшується в 1,3–1,6 разів. Зі збільшенням дебіту свердловини результат може бути оцінений, як позитивний, однак, така дія на привибійну зону неоднорідного пласта приведе до зниження коефіцієнту нафтовилучення в зоні дренування свердловиною на 2-3%, і це зниження буде тим більше, чим вища початкова неоднорідність, та чим меншу товщину має високопроникний прошарок. Проведення гідравлічних розривів пласта (ГРП) у високопродуктивних прошарках, може привести до збільшення неоднорідності пласта в три і більше разів, що зумовить зменшення кінцевого коефіцієнта нафтовилучення в зоні дренування свердловини на 5% і більше.

Отже, з метою підвищення кінцевого коефіцієнта нафтовилучення, очевидна доцільність проведення направлених методів дії на привибійну зону малопроникних шарів. Вивчення направленої дії на ПЗП на двошаровій моделі пласта за вищенаведених умов показує, що при збільшенні проникності низькопроникних шарів в 1,5–2 рази при частці малопроникного шару в загальній товщині пласта більше 0,4, коефіцієнт нафтовилучення в зоні дренування свердловини може збільшитись на 2–2,5%. Аналогічні висновки отримані і при моделюванні впливу дії водообмежувальних робіт на коефіцієнт витиснення нафти водою.У зв’язку з тим, що в першу чергу обводнюються високопроникні шари продуктивного пласта, дія водообмежувальних робіт направлена на зменшення їх проникності, що, в свою чергу, зумовлює зменшення неоднорідності продуктивного пласта і збільшення коефіцієнту витиснення з низькопроникних шарів. Чим більша різниця в проникностях між високопроникним обводненним і малопроникним нафтонасиченим шарах, та чим більша частка високопроникного шару в загальній товщині пласта, тим більший можливий потенційний приріст коефіцієнта витиснення, який при якісному виконанні водообмежувальних робіт може сягати більше 10%.

Дослідження характеристик витиснення Долинського та Глинсько-Розбишівського нафтових родовищ на основі промислових даних (суттєве покращення характеристик витиснення при дії ПЗП водообмежувальними технологіями і погіршення при некерованій дії на ПЗП кислотними розчинами та ГРП) підтверджують теоретичні дослідження автора.

Третій розділ присвячений розробці технологічних та технічних засобів направленої дії на ПЗП в багатошарових продуктивних інтервалах.

Багатовекторність та велика кількість розроблених методів направленої дії спонукала дослідників до їх систематизації та класифікації. На основі проведених досліджень технологічних, технічних, фізико-хімічних та інших механізмів направленості дії нами запропоновано всі методи направленої дії розділити на дві групи – спрямовані та селективні, з диференціацією в середині груп за технологічними, технічними, фізико-хімічними та іншими механізмами направленості.

До групи спрямованих віднесено методи, направленість яких досягається технічно та технологічно спрямованою дією на задані інтервали пласта з відокремленням шарів продуктивного розрізу, що не підлягають дії на ПЗП.

До групи селективних методів віднесено методи дії на ПЗП, направленість яких досягається, головним чином фізико-хімічними властивостями реагентів та насичуючих пласти флюїдів, використанням не одинакових фільтраційних характеристик шарів, характеристик їх насичення, фазових та капілярних ефектів.

Дослідження спрямованих методів дозволили сформулювати етапність та основні принципи системного підходу в їх реалізації. Перший етап, на якому формується можливість ефективного використання спрямованих методів дії на ПЗП - це проектування конструкцій вибою свердловин, що розкривають багатошаровий продуктивний інтервал, з використанням заколонних пакеруючих пристроїв, циркуляційних клапанів, посадочних гнізд та інших конструкційних елементів, які б забезпечили спрямовану дію та експлуатацію окремих шарів продуктивного розрізу.

Другим етапом, що забезпечує успішність спрямованої дії, є етап вторинного розкриття продуктивного розрізу. Найбільш ефективними для розкриття багатошарових пластів є гідропісчаноструминні технології, які повинні реалізовуватись за принципом послідовного пошарового розкриття від шарів з найнижчими до шарів найвищими фільтраційно-ємнісними характеристиками та наступною спрямованою дією на привибійну зону відкритих пластів.

Нами розроблено технологію та методику проектування процесу газогідропісчаноструменевої перфорації з використанням газоподібного азоту, яка дозволяє збільшити глибину і об’єм виробленого каналу та проводити вторинне розкриття пластів за рівноважних умов або при депресії на пласт.

Наступним етапом використання методів спрямованої дії на ПЗП є етап експлуатації свердловин. На цьому етапі найскладніше забезпечити спрямованість дії, оскільки процеси необхідно проектувати відповідно до існуючої конструкції вибою свердловини, розкритого вторинним розкриттям продуктивного інтервалу та технічного стану свердловини. Основний принцип, на якому побудовані процеси спрямованої дії на ПЗП на цьому етапі, це відмежування з допомогою технологічних чи технічних засобів шарів розкритого продуктивного інтервалу від шару, на ПЗП якого проектується спрямована дія. Відмежування шарів в продуктивному інтервалі здебільшого забезпечується різними пакеруючими пристроями, але в свердловинах з пошкодженими експлуатаційними колоними, стикозварними колонами та у свердловинах з великою кривизною стволів їх використання ускладнено. Виконані теоретичні та експериментальні дослідження дозволили нам для таких умов розробити ряд технологій та рецептур пакерів із псевдопластичних рідин. Суть технології пакерування в’язкопластичними рідинами полягає в закачуванні у встановлений інтервал міжтрубного простору рідини, яка через певний час у процесі реакції поліконденсації утворює в’язкопружне тіло, що здатне витримувати значні перепади тиску, забезпечивши розмежування розкритих шарів продуктивного розрізу для спрямованої дії на ПЗП запланованого прошарку. Експериментальними дослідженнями підібрано суміші, до складу яких входять гідролізований поліакрилнітрил (ГІПАН), сечовиноформальдегідні смоли (СФС), формалін, соляна кислота, хлорид амонію. В залежності від часу поліконденсації суміші, температури, при якій відбувається поліконденсація, міцнісних характеристик в’язкопружного тіла, компоненти суміші змінюються в межах: ГІПАН - 52–55%; СФС - 18–20%; формалін – 10–13%; соляна кислота 10%-концентрації – 7–17%; хлористий амоній 20%-й розчин – 8–9%. Процес поліконденсації таких сумішей при температурі 20оС починається через 10–15 годин, а при температурі 60оС – через 4–6 годин. Утворене в’язкопружне тіло в процесі поліконденсації досягає напруження зсуву від 800 до 1400 кг/м2, і може зберігати свої структурно-механічні властивості при навантаженні 0,70 протягом 3–4 годин, а при навантаженні 0,50 – 24–30годин. Таких структурно-механічних властивостей цілком достатньо для проведення спрямованої дії на ПЗП кислотними розчинами, гідравлічними розривами та іншими методами. Більшість розроблених технологічних засобів та рецептур по розмежуванню шарів розкритого продуктивного інтервалу для спрямованої дії з використанням псевдопластичних рідин пройшли промислове випробування та використання на родовищах НГВУ “Долинанафтогаз” та ”Полтаванафтогаз”.

Найбільш широко для селективної дії з використанням фазових проникностей на нафтових і газових родовищах застосовували дію на ПЗП метиловим спиртом для селективної дії на нафтонасичений шар кислотним розчином за наявності в продуктивному розрізі обводнених шарів, нами розроблена технологія, що зменшує фазову проникність кислотного розчину в обводнені шари. Технологія полягає в попередньому насиченні обводненого шару нафтою з максимальним зниженням його водонасиченості, для чого перед нагнітанням в ПЗП кислотного розчину в нього закачують нафту по черзі з водопоглиначем (метиловим спиртом або диетиленгліколем). Реалізація методу на родовищах НГВУ “Полтаванафтогаз” підтвердила високу ефективність селективної дії з використанням ефекту фазових проникностей в різнонасичених шарах розкритого продуктивного розрізу.

При переведенні нафтовидобувних свердловин у нагнітальні при нагнітанні води часто виникають проблеми з забезпеченням приймальності нафтонасичених шарів (Анастасіївське, Орів-Уличнянське родовища). Для таких умов нами розроблено технологію освоєння під закачку води нафтонасичених шарів, в основу якої покладено явище капілярного просочування, що привзодить до зміни фазової проникності для води у нафтонасичений шар. Метод успішно використаний на Анастасіївському родовищі НГВУ “Охтирканафтогаз”.

Ще відчутніше проявляють себе ефекти зміни фазових проникностей при розробці газових і газоконденсатних родовищ. Так газонасичені пласти верхньовізейських, намюрських нижньокарбонових відкладів родовищ ДДЗ мають низькі фільтраційно-ємнісні характеристики (пористість 4–12%, проникність 0,5–140х10-3 мкм2), та значну макро і мікро неоднорідність, що значно ускладнює їх розробку, і, особливо, охоплення витисненням по розрізу пласта. В цих умовах для збільшення коефіцієнта охоплення розробкою по товщині газонасиченого пласта можливе використання методів селективної дії на низькопроникні шари пласта. Але закачати в такі шари кислотний розчин при тисках, що не перевищують тиск гідророзриву пласта, неможливо, що зумовлено низькою їх фазовою проникністю для водної фази. Для таких умов нами розроблена і випробувана у свердловинах Суходолівського газоконденсатного родовища НГВУ “Полтаванафтогаз” селективна кислотна дія на ПЗП низькопроникних шарів з використанням ефекту капілярного просочування. Суть технології у тому, що після стабілізації тиску на гирлі свердловини у неї закачують 2 – 3 порції кислотного розчину, який опускається на вибій під власною вагою. Після цього свердловина залишається під тиском, а кислотний розчин проникає в газонасичені прошарки за рахунок капілярного просочування. Опосередковано це фіксується зниженням тиску на гирлі свердловини до статичного. Після цього закачується друга і наступні порції кислотного розчину. В якості першої і наступних порцій, крім останньої, використовується 5–10% водний розчин соляної кислоти в метиловому спирті з добавкою 0,5% ПАР ТЕАС – М і 0,5% лимонної кислоти. В останню порцію кислотного розчину додатково добавляється 1–1,5% плавикової кислоти. Об’єм порцій кислотного розчину не повинен перевищувати об’єму експлуатаційної колони в зоні від нижніх отворів інтервалів перфорації і на 50–100 м вище верхніх отворів перфорації.

Значно вищою керованістю володіють селективні методи дії на ПЗП, при реалізації яких регулювання фільтраційних опорів у різнопроникних шарах досягається використанням високов’язких рідин, або високов’язких рідин з інертними, нафто або водорозчинними наповнювачами. Нами проведені теоретичні дослідження глибини проникнення в’язких розчинів в різнопроникні шари двошарової моделі привибійної зони пласта. Отримано залежності глибини проникнення високов’язкого розчину в різнопроникні шари, та витрати рідини в окремий шар, з яких випливає, що загущення розчину сприяє збільшенню глибини його проникнення у мало проникний шар. Проведені також дослідження селективних методів дії на ПЗП з використанням високов’язких рідин з наповнювачами, в тому числі крейдою. Розроблено технологію, що забезпечує якісну очистку тимчасово блокованих шарів. Суть технології полягає в закачуванні перед крейдяною суспензією у високопроникні шари соляно-кислотного розчину і нафто-кислотної емульсії. Соляно-кислотний розчин, закачаний перед газокислотною емульсією, нейтралізує карбонати у високопроникному шарі, чим упереджує нейтралізацію кислотного розчину, що виділяється із нафтокислотної емульсії. При цьому початок розшарування нафтокислотної емульсії повинно відбуватись після закінчення селективної дії на ПЗП низькопроникних шарів.

Аміяном В.А., Васильєвою Н.П., Комісаровим А.І. та іншими вченими розроблено ряд технологій і рецептур пінних систем і газорідинних сумішей, що широко використовуються при селективній дії на ПЗП. До основних переваг цих процесів слід віднести повне відновлення фільтраційно-ємнісних характеристик тимчасово блокованих шарів в результаті саморуйнування пінних і газорідинних систем в процесі експлуатації свердловини.

Проведені нами дослідження технологічних особливостей проведення селективних методів дії на ПЗП в обводнених газонасичених розрізах та властивостей газорідинних систем з великим вмістом газової фази, дали можливість розробити ряд патентно захищених технологій, що впроваджені на газоконденсатних родовищах НГВУ “Полтаванафтогаз”, і показали високу технологічну і економічну ефективність.

Поточний стан розробки нафтових родовищ України при середній обводненості, що сягає 80% обумовлює широке використання водообмежувальних технологій, які за своїм технологічним призначенням не можуть бути не селективними. В зв’язку з великою кількістю розроблених водообмежувальних технологій нами запропоновано об’єднати їх як одну з