669

Стохастическая оценка прогнозных ресурсов нефти

11.Fokin A. Riski i neopredelennosti v geologorazvedochnom protsesse [Risks and uncertainties in the exploration process]. Novator, 2011, no. 43, pp. 8–12.

12.Kaufman M.G. Statistical issues in the assessment of undiscovered oil and gas resources. MITCEEPR, 1992. 30 p.

13.Meisner J., Demirmen F. The Creaming method: a bayesian procedure to forecast future oil and gas discoveries in mature exploration provinces. Journal of the Royal Statistical Society. Series A, 1981, Vol. 144, no. 1, pp. 1–31.

14.Galkin V.I., Galkin S.V., Kozlova I.A. Primenenie metodiki ocenki prirostov zapasov uglevodorodov pri proektirovanii poiskov neftjanyh mestorozhdenij na primere Solikamskoj depressii [The use of

assessment methodologies increment of hydrocarbon reserves in the design of oil prospecting in the case of depression Solikamsk]. Nauchnye issledovaniшa i innovaciĭ, 2008, no. 4.

15.Galkin V.I., Kozlova I.A., Rastegaev A.V., Vanceva I.V., Krivowekov S.N., Voevodkin V.L. K metodike ocenki perspektiv neftegazonosnosti Solikamskoj depressii po harakteristikam lokal'nyh struktur [Method of assessing the prospects for oil and gas Solikamsk depression on the characteristics of local structures]. Neftepromyslovoe delo, 2010, no. 7, pp. 12–17.

16.Sharonov L.V. Formirovanie neftianykh i gazovykh mestorozhdeniĭ severnoĭ chasti VolgoUral'skogo basseĭna [The formation of oil and gas fields on the north of the Volga-Urals Basin]. Perm: Perm. knizhnoe izd-vo, 1971. 291 s.

17.Belokon' T.V., Galkin V.I., Kozlova I.A., Bashkova S.E. Dodevonskie otlozheniia Permskogo Prikam'ia kak odno iz perspektivnykh napravleniĭ geologorazvedochnykh rabot [Dodevonskie deposits of

Perm as one of the promising areas of exploration]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdeniĭ, 2005, no. 9–10, pp. 24–28.

18.Galkin V.I., Rastegaev A.V., Galkin S.V. Veroiatnostno-statisticheskaia otsenka neftegazonosnosti struktur [Probabilistic-statistical evaluation of oil and gas structures]. Ekaterinburg: UrO RAN, 2001. 277 s.

19.Krivowekov S.N., Galkin V.I., Volkova A.S. Razrabotka veroiatnostno-statisticheskoĭ metodiki prognoza neftegazonosnosti struktur [The development of probabilistic and statistical techniques forecast oil and gas structures]. Neftepromyslovoe delo, 2010, no. 7, pp. 28–31.

20.Rastegaev A.V., Kozlov A.S. Prognoz zapasov nefti veroiatnostno-statisticheskimi metodami dlia obosnovaniia glubokogo bureniia na territorii Verkhnekamskogo mestorozhdeniia kaliĭnykh soleĭ [Forecast of oil re-

serves by probabilistic-statistical methods for the study of deep drilling in the Verkhnekamskoye potassium salts].

Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdeniĭ, 2010, no. 12, pp. 12–15.

21.Oracle Crystal Ball, Fusion Edition. Vol. 11.1.2, User's Guide, 2010.

22.Gabrijeljanc G.A., Poroskun V.I., Sorokin Ju.V. Metodika poiskov i razvedki zalezhej nefti i gaza [The method of prospecting and exploration of oil and gas]. Moscow: Nedra, 1985. 304 s.

23.Galkin V.I., Savich A.I., Akimov I.A. O neobhodimosti differenciacii vizejskih ob‘ektov razrabotki pri postroenii statisticheskikh modeleĭ dlia opredeleniia koeffictientov izvlecheniia nefti (KIN) [About the

necessity for differentiation Visean development objects in the construction of statistical models to determine the oil recovery factors (SIF)]. Izvestiia uchebnykh zavedeniĭ. Neft' i gaz, 2007, no. 5.

Об авторах

Мелкишев Олег Александрович (Пермь, Россия) – студент кафедры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь,

Комсомольский просп., 29; e-mail: [e-mail]).

Кривощеков Сергей Николаевич (Пермь, Россия) – старший преподаватель кафедры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета

(614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29; e-mail: [e-mail]).

About the authors

Melkishev Oleg A. (Perm, Russia) – a student of oil and gas geology department, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky ave., 29; e-mail: [e-mail]).

Krivoshchekov Sergeу N. (Perm, Russia) – senior lecturer, oil and gas geology department, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky ave., 29; e-mail: [e-mail]).

Получено 03.05.2012

41

ISSN 2224-9923. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 4

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

УДК 622.244.5:622.248.33:622.244.49

© Яковлев А.А., Турицына М.В., 2012

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ И ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВОВ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

А.А. Яковлев, М.В. Турицына

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Санкт-Петербург, Россия

Целью работы является повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) путем использования облегченных буровых растворов на основе газожидкостных смесей. Для месторождений с аномально низкими пластовыми давлениями, вызванных как естественными геологическими причинами, так и искусственным путем (в процессе разработки и эксплуатации), необходимо и обосновано применение растворов пониженной плотности. Одним из путей снижения плотности очистных агентов является введение в раствор газовой составляющей. Перспективным является применение различных газожидкостных смесей, в частности стабильных пен.

В работе приведен анализ месторождений РФ с аномально низкими пластовыми давлениями, который показал актуальность данной проблемы и необходимость применения щадящих технологий вскрытия продуктивных пластов. Обосновано использование в качестве промывочного агента газожидкостных смесей на основе анализа научно-технической литературы.

Исследованы газожидкостные смеси, включающие в свой состав следующие компоненты: ПАВ (лаурилсульфат натрия, ЛАБС натрия), полимеры-структурообразователи (полиакриламиды FP-107 и «Praestol», биополимер «К.К. Робус», карбоксиметил крахмал КМК-БУР-2, карбоксиметил целлюлоза КМЦ), регулятор вязкости (глицерин), реагент для смягчения воды (каустическая сода), бактерицид (калий уксуснокислый плавленый), гидрофобизирующая добавка (ГКЖ-11).

Реология полученных смесей исследовалась на ротационном вискозиметре «Rheotest RN 4.1» и приборе СНС-2. Экспериментальные данные и результаты их обработки показали, что течение исследуемых газожидкостных смесей в диапазоне скоростей сдвига от 100 до 600 с–1 описывается реологическим уравнением Ост- вальда–де Ваале со степенью определенности σ = 0,96…1,00. Кроме того, исследуемые ГЖС обладают свойствами твердого тела, которые проявляются в наличии высоких значений статического напряжения сдвига.

Ключевые слова: бурение скважин, аномально низкое пластовое давление, коэффициент аномальности, промывка скважин, газожидкостные смеси, реология, первичное вскрытие продуктивного пласта.

FOUNDATION THE APPLICATION AND INVESTIGATION OF LIQUID-GAS MIXTURES COMPOSITIONS FOR FLUSHING-OUT BOREHOLE CAVITIES IN CONDITIONS OF ANOMALOUS LOW FORMATION PRESSURE

А.А. Iakovlev, М.V. Turitsina

National mineral resources University, Saint-Petersburg, Russia

The aim of the work consists in effectiveness increase of opening-up productive geological horizons with anomalous low formation pressure (ALFP) by using benign drilling agents on the base of liquid-gas mixtures. The application of lowered pressure solutions for deposits with anomalous low formation pressure generated both by natural geological causes and artificial impact (within development and production activity) is proved. Including of gas component in mixture is considered to be one of the methods for decrease the density of cleaning agents. It seems to be perspective to apply different liquid-gas mixtures, in particular stable foams.

The analysis of RF deposits with anomalous low formation pressure is presented. This analyze showed the actuality of the problem and the necessity of application cautious technologies for opening-up geological horizons. On the base of scientific and technical literature the application of liquid-gas mixtures as cleaning agent is proved.

Liquid-gas mixtures comprising the following compounds: surface-active substanc (sodium lauryl sulfate, sodium LABS), polymersamendments (polyacrylamides FP-107 and «Praestol», Biopolymer «К.К. Robus», carboxymethyl starch КМК-BUR-2, carboxymethyloxyethyl cellulose KMC), viscosity controller (glycerol), reagent for water softening (caustic), germicide (potassium acetate fused), waterproofing admixture (GКJ-11) are investigated.

The rheology of received mixtures was investigated with the use of rotary viscosimeter «Rheotest RN 4.1»and device СНС-2. Experimental data and results of data processing showed that the current of liquid-gas mixtures over the shear rate range 100 to 600 с –1 is described by rheological equation of Ostwald de Waele with the degree of definiteness σ = 0,96…1,00. Besides, investigated liquid-gas mixtures are possessed of solids characteristics which are appeared with high value of СНС.

Keywords: well-drilling, anomalous low formation pressure, anomality coefficient, промывка скважин, liquid-gas mixtures, rheology, opening-up of productive geological horizon.

42

Обоснованиепримененияиисследованиегазожидкостныхсмесейдляпромывкискважин

Введение

Объектом исследования являются месторождения нефти и газа РФ с аномально низкимипластовыми давлениями (АНПД).

Цель работы – повышение эффективности первичного вскрытия продуктивных горизонтов с АНПД путем снижения дифференциального давления на забое скважины за счет применения облегченных буровых растворов.

При бурении скважин и первичном вскрытии продуктивных горизонтов велика вероятность загрязнения пласта с последующим снижением проницаемости и продуктивности. Большую роль играет плотность промывочного агента, поскольку она определяет значение давления на забое скважины. Для месторождений с АНПД существует необходимость снижения плотности ниже плотности воды (в некоторых случаях до 600 кг/м3 и ниже). Добиться этого можно благодаря применению различных очистных агентов, наиболее перспективными из которых являются газожидкостные смеси.

Выбор объекта исследования

По мере выработки месторождений, характеризующихся сравнительно простым геологическим строением, в разработку начинают вовлекаться месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, что требует иного подхода по сравнению

сранее применявшимся ко всему процессу разведки и эксплуатации, начиная

спервичного вскрытия продуктивного горизонта. К таким сложным горногеологическим условиям относятся аномальные пластовые давления, солевые толщи, многолетняя мерзлота и др. [1].

Если обратиться к географии распространения такого явления, как АНПД, то наиболее часто они встречаются на месторождениях Тимано-Печорской (25,4 % от фонда месторождений провинции) и Лено-Тунгусской (25 %) нефтегазоносных провинциях (НГП). В то же время по абсолютным показателям месторождения

с АНПД получили широкое распространение на месторождениях ЗападноСибирской (44,5 %) и Волго-Уральской (34,5 %) провинций [2]. Для каждой нефтегазоносной провинции залегание пластов с аномально низкими давлениями приурочено к разным глубинам (рис. 1).

В качестве объекта исследования выбраны коллекторы-песчаники, поскольку к ним относятся 60 % пород, слагающих продуктивные горизонты с АНПД. В табл. 1 представлена сводная характеристика этих горизонтов [2].

Кроме того, в процессе разработки и эксплуатации месторождений при отсутствии должной компенсации пластового давления нагнетанием различных агентов в продуктивный горизонт также происходит снижение пластовых давлений, вплоть до аномально низких. По результатам анализа динамики изменения пластового давления по мере эксплуатации (за последние 20 лет) месторождений Когалымского региона (Западная Сибирь) наблюдается снижение пластовых давлений от 12 до 50 % (рис. 2) в сравнении с начальными [2, 3].

Поскольку снижение пластовых давлений зависит от большого количества факторов, на каждом месторождении оно будет происходить с различной интенсивностью. С точки зрения строительства скважин повлиять на это можно, примененяя щадящие технологии вскрытия продуктивногопласта.

Выбор промывочного агента для первичного вскрытия пластов

саномально низкими давлениями

Сточки зрения сохранения фильтра- ционно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных горизонтов наиболее эффективным является вскрытие пластов на депрессии или равновесии. Негативной стороной применения способа на депрессии является опасность возникновения газонефтеводопроявлений (ГНВП) при вскрытии. Более щадящей является технология равновесного вскрытия горизон

43

А.А. Яковлев, М.В. Турицина

Рис. 1. Распространение пластов с аномально низкими пластовыми давлениями по глубинам на месторождениях РФ (от фонда месторождений с АНПД)

							Таблица 1
Характеристика продуктивных горизонтов (песчаники, коллекторы)
	с АНПД (средние значения для интервалов)
Интервал	Открытая	Проницае-		Давление	Температура	Газовый	Коэффициент
залегания кровли	пористость, %	мость, мкм	2	пластовое,	пластовая, ºС	фактор,	аномальности, КА
пласта, м				МПа		м3/т
< 1000	19,0–20,0	7,50–15,70		7,3	20–37	63–80	0,88
1000–1499	16,5–25,0	0,94–35,60		10,7	24–27	19–28	0,89
1500–1999	14,0–20,0	1,00–6,00		16,1	14–57	29–34	0,85
2000–2499	14,0–18,5	0,04–0,08		21,9	64–98	47–49	0,94
> 2500	14,0–18,0	0,04–1,20		25,2	79–94	48–90	0,97

Рис. 2. Динамика снижения пластовых давлений на месторождениях Когалымского региона (Западная Сибирь): – гидростатическое давление; – пластовое давление начальное; – пластовое давление на 01.03.2008

та. Особенно актуально это для пластовс АНПД. При этом поднимается вопрос о снижении гидростатического давления промывочной жидкости в скважине. Од-

ним из путей снижения давления является применение облегченных растворов. В табл. 2 приведены основные типы промывочных агентов, используемых при бурении в пластах с АНПД [4–19].

Все представленные в таблице растворы имеют свои преимущества и недостатки, однако анализ современного состояния теории и практики первичного вскрытия продуктивных пластов с АНПД с применением облегченных буровых растворов (ПермНИПИнефть, КогалымНИПИнефть, СевКавНИПИгаз, ВолгоУралНИПИгаз, НПО «Буровая техника», НПО «Бурение») позволил сделать вывод о том, что одним из наиболее перспективных направлений является применение газожидкостных смесей.

44

Обоснованиепримененияиисследованиегазожидкостныхсмесейдляпромывкискважин

						Таблица			2
		Типы облегченных очистных агентов
	Тип промывочного агента	Преимущества			Недостатки
	Нефть, газированная азотом	Низкая плотность			Высокая пожаро- и взрывоопасность
		Минимальное загрязнение нефтяного			Негативное влияние на окружающую
		пласта			среду
	Буровые растворы на угле-	Низкая плотность (900–1000 кг/м3)			Высокая пожаро- и взрывоопасность
	водородной основе	Минимальное загрязнение нефтяного			Негативное влияние на окружающую
		пласта			среду
		Возможность	удешевления раствора
		применением «сырой» нефти
	Буровые растворы на вод-	Низкая плотность (снижение плотно-			Содержит твердую фазу, способную
	ной основе с облегчающими	сти до 660 кг/м3)			снизить проницаемость продуктивно-
	добавками (перлит, плами-	Высокая прочность добавок			го горизонта
	лон микросферы и др.)	Инертность добавок по отношению к			Облегчающие	добавки	«всплывают»
		химическим реагентам			на поверхность
	Буровые растворы, содер-	Не содержит твердой фазы или дру-			Сравнительно	высокая	плотность
	жащие афроны	гих компонентов, способных необра-			(близкая к плотности воды)
		тимо нарушить коллекторские свой-			Высокая стоимость		компонентов
		ства пласта			раствора
		Экологически безопасны и биоразло-
		жимы
	Газожидкостныесмеси(ГЖС)	Низкая плотность (снижение плотно-			Недостаточная	изученность		процес-
		сти до 300 кг/м3)			сов, проходящих на забое скважины
		Возможность выноса крупных частиц			Необходимость	применения		специ-
		выбуренной	породы	диаметром	ального оборудования для получения
		до 4–5 см			ГЖС
		Увеличение скорости бурения сква-
		жины
	Газ, воздух	Низкая плотность			Ухудшение условий очистки скважи-
		Высокая экологическая безопасность			ны от выбуренной породы
		(при использовании воздуха и инерт-			Возможность бурения только в «су-
		ных газов)			хих» разрезах
					При использовании воздуха – высокая
					пожаро- и взрывоопасность
	Исследование реологии			5) вода + комплекс ПАВ (0,1 %) +
	газожидкостных смесей			+ глицерин (1 %) + робус (0,05 %) + КМК
	Были исследованы следующиесоставы:			(1 %) + бактерицид (0,05 %) + ГКЖ
	1) вода + комплекс ПАВ (0,1 %) + гли-			(0,5 %) + каустическая сода (0,5 %).
	церин (1 %) + ПАА FP-107 (0,05 %) + КМК-			В табл. 3 представлены результаты ис-
				следования реологических параметров
	БУР-2 (1 %) + бактерицид (0,05 %) + ГКЖ
	(0,5 %) + каустическаясода(0,5 %);			этих смесей. Реологические свойства газо-
	2) вода + комплекс ПАВ (0,1 %) + гли-			жидкостных смесей исследовались на ро-
	церин (1 %) + ПАА FP-107 (0,05 %) + «К.К.			тационном	вискозиметре «Rheotest				RN
	Робус» (0,05 % + бактерицид (0,05 %) +			4.1», определение статического напряже-
	+ ГКЖ(0,5 %) + каустическаясода(0,5 %);			ния сдвига (СНС) проводилось на приборе
	3) вода + комплекс ПАВ (0,1 %) + глице-			СНС-2. Для оценки реологических харак-
	рин (1 %) + ПАА «Praestol» (0,05		%) +	теристик были приняты следующие допу-
	+ КМК-БУР-2 (1 %) + бактерицид (0,05 %) +			щения: не учитывалась степень разруше-
	+ ГКЖ(0,5 %) + каустическаясода(0,5 %);			ния тиксотропной структуры ГЖС, пред-
	4) вода + комплекс ПАВ (0,1 %) + гли-			полагалось незначительное влияние этого
	церин (1 %) + ПАА «Praestol» (0,05 %) +			эффекта на результаты показаний; измере-
	+ КМЦ (1 %) + бактерицид (0,05 %) + ГКЖ			ния проводились при нормальном атмо-
	(0,5 %) + каустическая сода(0,5 %);			сферномдавлении икомнатнойтемперату-
									45

А.А. Яковлев, М.В. Турицина

Таблица 3

Реологические характеристики газожидкостных смесей

-ра	Вязкость	Вязкость	Напряжение	Напряжение	СНС		Коэффициент	Степень
	ГЖС при	ГЖС при				Показатель
р	–1	–1	сдвига ГЖС	сдвига ГЖС	ГЖС,	текучести n	консистенции	определен-
№	100 с ,	600 с ,	при 100 с–1, Па	при 600 с–1, Па	Па		k, Па·с(1/n)	ности, σ
	мПа·с	мПа·с
1	123,10	56,58	12,86	34,12	22,95	0,470	1,51	0,97
2	134,70	53,96	14,11	32,54	62,55	0,394	2,34	0,96
3	165,20	68,51	17,33	41,35	74,25	0,461	2,04	0,99
4	366,70	132,30	38,75	79,94	49,50	0,400	5,99	1,00
5	148,60	53,94	15,54	32,56	91,35	0,463	1,74	0,99

Рис. 3. Реологическая характеристика ГЖС

ре. Допускалось, что реологические характеристики ГЖС могут изменяться во время измерений только при изменении физических условий, но при восстановлении этих условий характеристики остаются адекватными [13].

Экспериментальные данные и результаты их обработки доказывают, что течение исследуемых газожидкостных смесей в диапазоне скоростей сдвига от 100 до 600 с–1 может быть описано реологическим уравнением Оствальда–де Ваале со степенью определенности σ = 0,96…1,00. Графическое подтверждение представлено на рис. 3. Исследуемые ГЖС обладают свойствами твердого тела, которые проявляются в наличии высоких значений СНС.

Проведённые исследования показали, что применение использованных в данной работе стабилизаторов и структурообразователей позволяет получить стабильные газожидкостные смеси, показанные к применению в условиях АНПД, но для этого необходимо провести изучение проникающей способности растворов в горные породы. С точки зрения технологической и экономической эффективности для окончательных рекомендаций по композициям ГЖС представляет интерес состав, включающий в себя в качестве структурообразующей и стабилизирующей до-

бавки ПАА FP-107 (0,05 %) + КМК-БУР-2 (1 %); в дальнейшем планируется провести исследования по изучению его проникающей способности в горные породы.

46

Обоснованиепримененияиисследованиегазожидкостныхсмесейдляпромывкискважин

	Заключение		ходимо для обеспечения многоциклового
			использования раствора.
	Ввод в качестве реагента стабилиза-		Реологическое поведение данных газо-
	тора комплекса из высокомолекулярного		жидкостных смесей описывается степен-
	акрилового полимера FP-107 и карбок-		ной моделью Оствальда–де Ваале, а низкие
	симетил крахмала КМК-БУР-2 позволяет		значения коэффициента нелинейности ха-
	получить стабильные	газожидкостные	рактеризуют их высокую псевдопластич-
	смеси, обладающие	пенообразующей	ность, что позволяет использовать их для
	способностью при повторном перемеши-		вскрытия продуктивных пластов при за-
	вании после разрушения пен, что необ-		канчивании скважин.

Список литературы

1.Турицына М.В. Первичное вскрытие пластов с аномально низкими давлениями. Теория и практика современного состояния вопроса // Севергеоэкотех-2011: материалы XII Междунар. молодежной науч.

конф., Ухта, 16–18 марта2011: в5 ч. Ч. 2. – Ухта: Изд-воУГТУ, 2011. – С. 62–65.

2.Мелехин А.А., Чернышов С.Е., Турбаков М.С. Расширяющиеся тампонажные составы для ликвидации поглощений при креплении обсадных колонн добывающих скважин // Нефтяное хозяй-

ство. – 2012. – № 3. – С. 50–52.

3.Бабушкин Э.В., Бакиров Д.Л. Разработка и опыт применения облегченных полыми микросферами буровых растворов на месторождениях Когалымского региона // Строительство нефтяных

игазовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 10. – С. 24–29.

4.Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. – М.:

Недра, 1980. – 384 с.

5.Чернышов С.Е., Турбаков М.С., Крысин Н.И. Расширяющий тампонажный раствор для проведения водоизоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 1. – С. 78–80.

6.Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов. – М.: Недра, 1999. – 424 с.

7.Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. – М.: Недра,

1981. – 301 с.

8.Масляков А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов // Обзор ВНИИОЭНГ. Серия «Бурение». – М., 1985. – 60 с.

9.Грей Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов. – М.: Недра, 1985. – 510 с.

10.Безглинистая промывочная жидкость для бурения горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных горизонтов / Ю. Лубан, А. Розенгафт, С. Лубан, Г. Наконечная, В. Онищенко // Oil&Gas

Journal. – 2008. – № 10 (23). – С. 62–67.

11.Межлумов А.О. Бурение скважин и вскрытие продуктивных пластов с использованием газообразных агентов, газожидкостных систем и традиционных буровых растворов на депрессии // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2003. – № 5. – С. 65–69.

12.МураевЮ.Д. Газожидкостныесистемы вбуровыхработах/ СПГГИ(ТУ). – СПб., 2004. – 123 с.

13.Чернышов С.Е., Турбаков М.С., Крысин Н.И. Основные направления повышения эффективности строительства боковых стволов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 98–100.

14.Яковлев А.А. Газожидкостные промывочные и тампонажные смеси (комплексная технология бурения и крепления скважин). – СПб.: Изд-во СПГГИ (ТУ), 2000. – 143 с.

15.Negrao A.F., Lage A.C.V.M., Cunha J.C. An overview of air/gas/foam frilling in Brazil // SPE Drill. And Complet. – 1999. – 14, № 2. – Р. 109–114.

16.Quintero L. An overview of surfactant applications in drilling fluids for the petroleum industry // J. Dispers. Sci. and Technol. – 2002. – 23, № 1–3. – Р. 393–404.

17.Baker hughes drilling fluids – Reference manual, 2006.

18.Drilling, completion and workover fluids. Special supplement to «World Oil» (published in June 2007) // Приложение к журналу «Нефтегазовые технологии». – 2007. – № 6. – С. 64.

19.Murray A.S., Eckell J.E. Foaming agents in air drilling // Canadian Oil and Gas Industries. –

1960. – XI, Vol. 13, № 11. – P. 51–55.

20. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.

References

1.Turitsina М.V. Pervichnoe vskrytie plastov s anomal`no nizkim davleniiami, Teoriia i praktika

sovremennogo sostoianiia voprosa [Initial autopsy with abnormally low reservoir pressures. Theory and practice of the modern state of matter]. Materialy 12th Mezhdunarod. molodezhnoĭ nauch. konf. “Sever- geoėkotekh-2011”, Ukhta, Vol. 5, ch. 2, pp. 62–65.

2.Melekhin A.A., Chernyshov S.E., Turbakov M.S. Rasshirjajuwiesja tamponazhnye sostavy dlja likvidacii poglowenij pri kreplenii obsadnyh kolonn dobyvajuwih skvazhin [Expanding plugging compositions

47

А.А. Яковлев, М.В. Турицина

for the elimination of acquisitions in the mount casing wells]. Neftyanoe khozyaystvo – Oil industry, 2012, no. 2, pp. 50–52.

3.Babushkin Ė.V., Bakirov D.L. Razrabotka i opyt primenenija oblegchennyh polymi mikrosferami burovyh rastvorov na mestorozhdenijah Kogalymskogo regiona [Development and experience with lightweight hollow microspheres in the fields of drilling fluids Kogalym region]. Construction of oil and gas wells on land and at sea, 2009, no. 10, pp. 24–29.

4.Amiian V.A., Amiian A.V., Vasil`ieva N.P. Vskrytie I osvoenie neftegazovokh plastov [Autopsy and development of oil and gas reservoirs]. Moscow: Nedra, 1980. 384 s.

5.Chernyshov S.E., Turbakov M.S., Krysin N.I. Rasshirjajuwij tomponazhnyj rastvor dlja provedenija vodoizoljacionnyh rabot v skvazhinah [Extends tomponazhny solution for waterproofing works in wells].

Neftyanoe khozyaystvo – Oil industry, 2011, no. 1, pp. 78–80.

6.Bulatov A.I., Маkаrеnkо P.P., Proselkov Iu.M. Burovye promyvochnie i tamponazhnie rastvory [Drilling and grouting wash solutions]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 1999. 424 s.

7.Bulatov A.I., Proselkov Iu.M., Riabchenko V.I. Tekhnologiia promyvki skvazhin [Wash wells technology]. Moscow: Nedra, 1981. 301 s.

8.Masliakov A.P. Burovie rastvory dlia vskrytiia produktivnikh plastov [Drilling fluids for the opening of productive layers]. Obzor VNIIOĖNG. Seriia «Burenie», 1985. 60 s.

9.Grey J., Darly G. Sostav I svoĭstva burovikh agentov [Composition and properties of drilling agents]. Moscow: Nedra, 1985. 510 s.

10.Luban Iu., Rozengaft А., Luban S., Nakonechnaia G., Onishchenko V. Bezglinistaia promyvochnaia zhidkost`dlia burenia gorizontal`nikh skvazhin I vskrytiia produktivnikh gorizontov [Clayless drilling fluid for drilling horizontal wells and the opening of productive horizons]. Oil&Gas Journal, 2008, no. 10 (23), pp. 62–67.

11.Mezhlumov A.О. Burenie skvazhin I vskrytie produktivnikh plastov s ispol`zovaniem gazoobraznikh agentov, gazozhidkostnikh system i traditsionnikh burovikh rastvorov na depressii [Drilling and drilling-with gas-like agents, gas-liquid systems and traditional mud on depression]. Stroitel`stvo neftiannikh i gazovikh skvazhin na sushi i na more, 2003, no. 5, pp. 65–69.

12.Muraev Iu.D. Gazozhidkostnie sistemy v burovikh rabotakh [Gas-liquid systems in drilling operations]. Saint-Petersburg: SPGGI(TU), 2004. 123 s.

13.Chernyshov S.E., Turbakov M.S., Krysin N.I. Osnovnye napravlenija povyshenija jeffektivnosti stroitel'stva bokovyh stvolov [The main directions of improving the efficiency of the construction of laterals]. Neftyanoe khozyaystvo – Oil industry, 2011, no. 1, pp. 98–100.

14.Iakovlev A.A. Gazozhidkostnie promyvochnie i tamponazhnie smesi (kompleksnaia tekhnologiia bureniia i krepleniia skvazhin) [Gas-liquid washing and grouting mixture (complex technology of drilling and well casing)]. Saint-Petersburg: SPGGI(TU), 2000. 143 s.

15.Negrao A.F., Lage A.C.V.M., Cunha J.C. An overview of air/gas/foam frilling in Brazil . SPE Drill. And Complet, 1999, no. 2, pp. 109–114.

16.Quintero L. An overview of surfactant applications in drilling fluids for the petroleum industry.

Journal Dispers. Sci. and Technol, 2002, no. 1–3, pp. 393-404.

17.Baker hughes drilling fluids. Reference manual, 2006.

18.Drilling, completion and workover fluids. Special supplement to «World Oil» (published in June 2007). Prilozhenie k zhurnalu «Neftegazovie tekhnologii», 2007, no. 6, pp. 64.

19.Murray A.S., Eckell J.E. Foaming agents in air drilling. Canadian Oil and Gas Industries, 1960, no. 11, Vol. 13, pp. 51–55.

20.Riazanov Ia. A. Ėntsiklopediia po burovim rastvoram [Encyclopedia of muds]. Orenburg: Letopis`, 2005. 664 s.

Об авторах

Яковлев Андрей Арианович (Санкт-Петербург, Россия) – доктор технических наук, профессор, профессор кафедры механики Национального минерально-сырьевого университета «Горный» (199106,

г. Санкт-Петербург, 21-ялинияВ.О., 2; e-mail: [e-mail]).

Турицына Мария Владимировна (Санкт-Петербург, Россия) – аспирант кафедры бурения скважин Национального минерально-сырьевого университета «Горный» (199106, г. Санкт-

Петербург, 21-я линия В.О.; 2, e-mail: [e-mail]).

About the authors

Iakovlev Andreу A. (Saint-Petersburg, Russia) – dr. professor, department for mechanics, National mineral and resources University «Gornyi» (199106, Saint-Petersburg, 21st line В.О., 2; e-mail: [e-mail]).

Turitsina Mariia V. (Saint-Petersburg, Russia) – graduate student, department for well-drilling, National mineral and resources University «Gornyi» (199106, Saint-Petersburg, 21st line В.О., 2; e-mail: [e-mail]).

Получено 12.05.2012

48

ISSN 2224-9923. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 4

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.1/4

© Хижняк Г.П., Амиров А.М., Савицкий Я.В., 2012

ВОЗМОЖНОСТИ УЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ ПРИ ОЦЕНКЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ В РАЗЛИЧНЫХ

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Я.В. Савицкий*

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, *Пермский государственный национальный

исследовательский университет, г. Пермь, Россия

Пермский край является «старым» нефтедобывающим районом с длительным опытом эксплуатации нефтяных месторождений. За период эксплуатации нефтяных месторождений для территории исследования накоплен большой статистический материал, в том числе характеризующий достигнутые в различных геологотехнологических условиях разработки показатели коэффициентов извлечения нефти. В этих условиях для решения различных прогнозных задач, в том числе для эффективного проектирования разработки месторождений, возможно эффективно применять аналого-статистические методы. Анализ влияния различных геологотехнологических показателей на перспективы нефтеизвлечения необходимо проводить главным образом на эксплуатационных объектах поздних стадий разработки. С учетом этого фонд эксплуатационных объектов на основе анализа динамики геолого-технологических показателей классифицирован на стадии разработки.

Раздельно для визейских терригенных и турнейских карбонатных объектов разработки Пермского края рассмотрено влияние коэффициента вытеснения на коэффициент извлечения нефти. Анализ выполнен на основе фактических данных эксплуатации более чем 650 объектов разработки Пермского края с учетом применяемых на них систем разработки (с реализацией поддержания пластового давления и на естественном режиме). Установлены значимые статистические различия для характеристик разработки залежей с различным типом литологии коллекторов (карбонатные и терригенные залежи), с применением поддержания пластового давления и на естественном режиме.

Предложены статистические модели оценки коэффициентов извлечения нефти в зависимости от коэффициентов вытеснения. Полученные в результате проведенного анализа значения коэффициента охвата соответствуют фактически достигаемым значениям при существующих технологиях разработки в Пермском крае, что свидетельствует о надежности обоснования коэффициентов вытеснения.

Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата, эксплуатационный объект, стадия разработки, система разработки, поддержание пластового давления, естественный режим разработки, технологические показатели разработки.

POSSIBILITIES OF THE DISPLACEMENT FACTOR CORRECTION WHILE EVALUATING THE RECOVERY RATIO IN DIFFERENT GEOLOGIC SETTINGS

OF THE TERRIGENOUS AND CARBONATE RESERVOIRS OF THE PERM REGION

G.P. Hizhniak, A.M. Amirov, Ja.V. Savitsky*

Perm branch of the LLC «LUKOIL-Inzhiniring» «PermNIPIneft'» in Perm, *Perm State University National Research, Perm, Russia

Perm is the "old" oil-producing area with a long experience in operating oil fields. During the period for the exploitation of oil fields research a large statistical material has been accumulated, including describing the progress made in various geological and technological conditions for the development of indicators of recovery rates of oil. In this conditions for the solution of different estimated tasks, as well as for the effective layout of the field devilment it is possible to use analogue statistic methods. Analysis of the influence of different geological and production data on the prospects for oil extraction should be carried out mainly on the operational facilities of advanced development. In accordance with this fund operational facilities based on an analysis of the dynamics of geological and technological indicators is classified under development.

Separately for the Tournaisian Visean terrigenous and carbonate development targets of the Perm region the influence of displacement rate on the oil recovery factor are considered. The analysis is based on actual operating data for more than 650 design objects of the Perm region, taking into account applicable to the systems they develop (with the implementation of pressure maintenance and in natural mode). Significant statistical differences for the characteristics of the deposits development with different types of lithology reservoirs (carbonate and terrigenous deposits), with reservoir pressure maintenance, and a natural mode is established.

The statistical model for estimating the coefficients of oil extraction, depending on the coefficients of the displacement is suggested. The resulting analysis correspond to the values of the coverage actually reaches the value of existing technologies for development in the Perm region, which indicates the displacement efficiency.

Keywords: recovery factor, displacement efficiency, coverage rate, production facility, the stage of development, system development, maintenance of reservoir pressure, a natural mode of development, technological development indicators.

49

Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Я.В. Савицкий

Введение

Величина коэффициента извлечения нефти (КИН) является одним из основных показателей эффективности проектируемых и реализуемых систем разработки. Несмотря на наличие многолетнего опыта расчета КИН, до сих пор не существует единого универсального способа решения этой научной задачи. Из существующих методик наиболее часто используются покоэффициентный метод [1], статистическое моделирование [2], метод аналогии, геолого-технологичес- кое моделирование, метод расчета технологических показателей.

Очевидно, что в процессе разработки нефтяного месторождения на КИН влияет большое количество факторов как геологических, обусловленных особенностями эксплуатационных объектов, так и технологических, определенных условиями разработки [3]. Для территории Пермского края обоснована целесообразность применения при оценке основных технологических показателей разработки и КИН многомерных статистических зависимостей [4–6], основой построения которых должны являться геолого-технологические показателиразработки.

Выделение эксплуатационных объектов поздних стадий разработки

Коэффициент вытеснения (Квт) является составной частью коэффициента извлечения нефти. Оценка тесноты связи между Квт и КИН проводилась с учетом стадийного характера разработки нефтяных месторождений. Отнесение состояния разработки объекта к стадии разработки принимается согласно работам [7– 10] следующим образом.

Первая стадия разработки – стадия разбуривания скважин основного фонда и освоения системы заводнения для поддержания пластового давления. Основные характеристики: обводнённость от 0 до 13 %, выработка – 20 % извлекаемых запасов нефти. Средний темп отбора жидкости составляет от 0 до 2 %.

50

Вторая стадия разработки – стадия относительно высокого уровня добычи нефти. Характеризуется ростом обводнённости от 13 до 40 %, средний темп отбора жидкости составляет 6 %, выра-

ботка – 20–45 %.

Третья стадия разработки – стадия значительного падения добычи нефти при разработке нефтяного объекта. Характерна значительная обводненность – 35–55 %, выработка – 38–65 %. Средний темп отборажидкости изменяется от9 до11 %.

Четвёртая стадия – стадия разра-

ботки нефтяного эксплуатационного объекта, характеризующаяся низкими уровнями добычи нефти, постепенным сокращением действующего фонда скважин, обводнённостью – больше 50 % и выработкой – больше 60 %, со значительным падением среднего темпа отбора жидкости.

К поздним стадиям разработки отнесены третья и четвертая стадии. На основе вышеприведенных критериев эксплуатационные объекты Пермского края классифицированы по различным стадиям разработки.

Обоснование статистических зависимостей коэффициентов извлечения нефти от коэффициентов вытеснения

Сопоставление коэффициентов вытеснения и извлечения нефти проведено для выборки, включающей терригенные и карбонатные продуктивные отложения 135 месторождений Пермского края, разрабатываемых как с поддержанием пластового давления (ППД), так и на естественном режиме (Е), для всех стадий разработки, а также объекты, не разрабатываемые в настоящее время (НР).

Рассматривались следующие объекты разработки: верхнекаменноугольные карбонатные верейские и башкирские залежи; визейские терригенные залежи; карбонатные турнейско-фаменские залежи; терригенные девонские залежи.

Исследовался линейный вид зависимости КИН от Квт: