В зарубежной практике нефтедобычи в условиях высокой обводненности продукции скважин применяется технология закачки в нагнетательные скважины суспензии частиц предварительно сшитого геля – preformed particle gel (PPG). После набухания частицы полимера становятся эластичными и способны проникать по высокопроницаемым обводненным интервалам в удаленную зону пласта, образуя полимерную «пробку». Отечественный опыт применения данной технологии к настоящему времени практически ограничен тестированием зарубежных составов. Возможности применения технологии PPG рассмотрены для геолого-технологических условий высокообводненных месторождений Пермского края. В статье предложены реагенты PPG, эффективные в условиях низкотемпературных пластов (20-35 °С) и при относительно высокой минерализации пластовой воды (более 200 г/л). Анализ мирового опыта применения технологии PPG позволил выделить принципиальную схему закачки реагента, установить варианты последовательности закачки частиц PPG различного размера, а также возможности регулирования морфологических характеристик частиц полимерного геля при синтезе в зависимости от пористости и проницаемости коллектора. Необходимым условием технологии является возможность удаления частиц PPG после обработки из призабойной зоны пласта, для чего проведены испытания композиции брейкера на основе персульфата натрия с синергирующими добавками. Технология PPG эффективна в условиях пластов с высокой гетерогенностью по проницаемости. Для нефтяных месторождений Пермского края выделены два типа потенциально перспективных для реализации PPG высокообводненных эксплуатационных объектов. К первому типу относятся карбонатные турне-фаменские залежи с выраженной макротрещиноватостью, для которых задачей PPG является кольматация промытых крупных трещин. Второй тип – терригенные визейские залежи c повышенной вязкостью нефти от 5 до 100 мПа∙с и высокой проницаемостью коллекторов (> 0,5 мкм2). Для обоих типов залежей подобраны участки, перспективные для реализации технологии PPG.
Пермокарбоновая нефтяная залежь Усинского месторождения характеризуется исключительно сложным типом емкостного пространства с интенсивным распространением по разрезу кавернозности и трещиноватости пород. В работе для данного эксплуатационного объекта реализован процесс 3D-геологического моделирования, предусматривающий на первом этапе автоматизированное выделение объемов коллекторов путем сопоставления данных исследований керна и ГИС, на втором – выделение на основе сопоставления исследований шлифов и ГИС литотипов пород по классификации Данхема. Большой массив фактической информации позволяет при реализации поставленных задач применить технологии машинного обучения с использованием аппарата нейронных сетей Левенберга – Марквардта. Полученные на основе обучающих выборок алгоритмы прогноза выделения коллекторов и литотипов пород по ГИС применены к скважинам без отбора керна. Реализованный подход позволил дополнить 3D-геологическую модель информацией о фильтрационно-емкостных свойствах пород с учетом структурных особенностей выделенных литотипов. Для пермокарбоновой залежи нефти Усинского месторождения установлена объемная зональность распределения различных литотипов пород. С учетом выделенных литотипов на основе алгоритмов машинного обучения определены плотность и раскрытость трещин, на основе чего в объеме залежи рассчитана трещинная проницаемость. В целом ошибки машинного обучения при реализации составили порядка 3-5 %, что свидетельствует о достоверности полученных прогнозных решений. Результаты исследований заложены в действующую цифровую 3D-геолого-технологическую модель изучаемой залежи.
Одним из эффективных методов интенсификации добычи нефти для неоднородных каширо-верейских глинисто-карбонатных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции является пропантный гидроразрыв пласта. В статье рассмотрены перспективы реализации данной технологии на примере верейского эксплуатационного объекта Москудьинского месторождения. На основе анализа исследований керна верейских отложений выделены отличающиеся структурными особенностями литологические типы карбонатных пород. Выполнены томографические исследования образцов керна, в результате которых для некоторых литотипов установлена и изучена трещиноватость пород. В естественных геологических условиях, в зависимости от степени развития трещиноватости и технологических условий разработки, данные интервалы могут как участвовать, так и не участвовать в работе скважин. При проведении гидроразрыва пласта неработающие потенциально трещиноватые участки могут быть успешно приобщены к добыче нефти. По данным анализа гидродинамических исследований скважин, на основе модели Уоррена – Рута изучена трещиноватость верейского объекта Москудьинского месторождения. С привлечением геолого-технологических показателей разработки получена прогнозная трещиноватость, на основе которой построена схема естественной трещиноватости. На площади залежи выявлены участки развития как поровых, так и трещиноватых коллекторов. В результате статистического анализа установлено влияние трещиноватости на эффективность пропантного гидроразыва пласта. На основе линейного дискриминантного анализа разработана статистическая модель прогноза эффективности применения пропантного гидроразрыва пласта. Показано, что помимо естественной трещиноватости на результаты классификации объектов в наибольшей степени оказывают влияние удельный расход пропанта, пластовое давление, проницаемость удаленной зоны пласта и скин-эффект. На основе разработанной модели выделены перспективные для пропантного гидроразыва добывающие скважины Москудьинского месторождения.В результате статистического анализа установлено влияние трещиноватости на эффективность пропантного гидроразыва пласта. На основе линейного дискриминантного анализа разработана статистическая модель прогноза эффективности применения пропантного гидроразрыва пласта. Показано, что помимо естественной трещиноватости на результаты классификации объектов в наибольшей степени оказывают влияние удельный расход пропанта, пластовое давление, проницаемость удаленной зоны пласта и скин-эффект. На основе разработанной модели выделены перспективные для пропантного гидроразыва добывающие скважины Москудьинского месторождения.
В условиях возрастающей актуальности разработки нефтяных месторождений со сложными горно-геологическими условиями и низкоэффективными коллекторами в процессе разработки сложнопостроенных коллекторов возникает ряд проблем, связанных с влиянием трещиноватости пласта на процессы фильтрации, значительной неоднородностью строения, изменчивостью напряженно-деформационного состояния горных пород и т.д. Поэтому важной задачей при проектировании разработки подобных месторождений является комплексный учет сложного геологического строения. Для решения подобных задач авторами предложен методический подход, позволяющий более достоверно прогнозировать изменение пластового давления при построении геолого-гидродинамической модели многопластового месторождения. Актуальным при прогнозировании технологических показателей разработки является учет сжимаемости горной породы и его влияния на абсолютную проницаемость, являющуюся основным параметром, определяющим закон фильтрации флюида в продуктивном пласте. В работе проведен анализ строения сложной многопластовой залежи месторождения Альфа, обработаны результаты компрессионных исследований 178 стандартных образцов керна, получены зависимости коэффициента сжимаемости от пористости для каждого из пластов. Методом множественной регрессии получены зависимости проницаемости от ряда параметров (пористости, плотности, содержания кальцита и доломита, сжимаемости), что позволило учесть влияние вторичных процессов на формирование абсолютной проницаемости. На заключительном этапе проведена оценка эффективности предложенного методического подхода при построении геолого-гидродинамической модели месторождения. Установлено повышение качества поскважинной адаптации основных технологических показателей разработки и повышение прогнозной способности усовершенствованной модели.
С целью снижения обводненности скважин и выравнивания профилей приемистости рассмотрены перспективы внедрения на российских месторождениях технологии PPG, при которой в нагнетательную скважину закачиваются предварительно сшитые частицы полимерного геля. Эти частицы, являясь суперсорбентом на основе полиакриламида, впитывают воду, становятся эластичными, что позволяет им сжиматься и рваться в узких фильтрационных каналах. При фильтрации полимера по проницаемым обводненным пропласткам частицы полимера накапливаются в обводненных интервалах и таким образом образуют полимерную пробку, которая перераспределяет фильтрационные потоки и увеличивает охват пласта процессом вытеснения нефти. К настоящему времени на месторождениях Китая и США по технологии PPG проведено более 4000 скважинных операций. На отечественных месторождениях Западной Сибири имеется ограниченный опыт применения аналогичной технологии в условиях высокотемпературных пластов с низкой минерализацией пластовой воды. В условиях низкотемпературных месторождений с повышенной минерализацией пластовой воды, ввиду отсутствия гидролитических процессов в полиакриламиде, известные отечественные составы не применимы по причине низкой абсорбционной емкости. Авторами синтезирован полимер на основе полиакриламида методом блочной полимеризации, позволяющий получить высокий показатель абсорбционной емкости, в том числе для низкотемпературных пластов с высокой минерализацией пластовой воды, что характерно для месторождений Пермского края. На керновых моделях проведены фильтрационные эксперименты с разработанным авторами составом, ориентированным на низкие пластовые температуры и высокую минерализацию пластовой воды. В результате экспериментов установлено, что набухшие частицы геля способны проходить в трещины диаметром меньше собственного размера минимум в 20 раз. При значительном увеличении вязкости дисперсионной среды стабильность суспензии увеличивается. Частицы полимерного геля обладают необходимой прочностью для осуществления закачки в промысловых условиях. Трещинная проницаемость при закачке полимера кратно снижается и становится сопоставимой с проводимостью коллекторов порового типа.
Рассмотрена эффективность технологии радиального бурения для карбонатных башкирских залежей Пермского края. Геологический разрез продуктивной части пласта Бш характеризуется высокой степенью неоднородности, что при бурении радиальных каналов способствует вовлечению в разработку дополнительных, ранее не дренируемых, пропластков. В ходе анализа выявлены основные геолого-технологические параметры, влияющие на эффективность технологии бурения. По данным динамики среднесуточных приростов нефти построены палетки для прогноза дополнительной добычи нефти в результате проведения мероприятий по радиальному бурению. По палеткам можно прогнозировать суммарную дополнительную добычу нефти, время работы скважины с эффектом от мероприятий по радиальному бурению и среднесуточные приросты дебитов нефти за каждый год. Установлено, что проведенные на скважинах до радиального бурения соляно-кислотные обработки значительно снижают эффективность технологии радиального бурения. Для таких скважин статистически обоснована величина корректирующей поправки, снижающая прогнозную оценку прироста дебита нефти. С помощью линейного дискриминантного анализа построена модель для оценки прироста дебита нефти в первый год после проведения мероприятия, разработан алгоритм расчета суммарной дополнительной добычи нефти. Для полученной модели рассчитаны погрешности, которые сопоставлены с эффективностью прогноза стандартных для нефтедобывающих предприятий методов. Установлено, что предложенная модель показывает значительно более точное соответствие результатов прогноза фактическим результатам применения технологии. При детальном подходе к подбору скважин для радиального бурения вероятность высокой эффективности мероприятия значительно возрастает. По прогнозной методике в интересах нефтедобывающего предприятия проведены расчеты эффективности технологии и даны рекомендации к ее внедрению для скважин башкирских эксплуатационных объектов.
Рассмотрена методика совместного учета пористости и объемной плотности породы при моделировании распределения проницаемости в объеме залежи. На основе петрофизических исследований керна месторождений Башкирского свода проведен анализ соотношений значений пористости, плотности и проницаемости горных пород. Установлены значимые корреляционные связи данных показателей в условиях поровых коллекторов, а также снижение таких связей для плотных пород и интервалов с аномально высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Для терригенных коллекторов порового типа предложена модель оценки проницаемости на основе совместного учета пористости и плотности пород. Для визейского эксплуатационного объекта Гондыревского месторождения построена модифицированная модель, для которой проницаемость коллектора рассчитана как функция от пористости и плотности пород. Проведено сравнение модифицированной модели с моделью, полученной по стандартной методике; в результате установлены их значимые различия. В модифицированном варианте максимальная проницаемость выделена на южном участке залежи. При стандартной оценке наибольшие значения характерны для центральной части, при приближении к контуру по всей площади проницаемость закономерно снижается. Геологическая модель в модифицированном варианте в отличие от стандартного значительно более однородна, не имеет резких флуктуаций в значениях проницаемости. Для обоих кубов проницаемости выполнены расчеты по воспроизведению истории разработки объекта. Установлено, что суммарная добыча нефти, рассчитанная по модифицированной модели, значительно лучше соотносится с фактическими данными. Наибольший эффект от применения предложенной методики наблюдается для начального периода разработки, где сходимость высокодебитных скважин значительно лучше. В целом результаты сравнения методик показывают значительное улучшение адаптации истории разработки модифицированной модели по сравнению со стандартной. Таким образом, методика учета плотности пород позволяет более обоснованно учитывать различия в литологии визейских коллекторов, что в конечном итоге ведет к большей достоверности распределения остаточных извлекаемых запасов нефти.
