От новых знаний в области механики к инновационным нефтегазовым технологиям

____________УЧЕНЫЕ ЗАПИСКИ КАЗАНСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

Том 157, кн. 3 Физико-математические науки

2015

УДК 532.546

ОТ НОВЫХ ЗНАНИЙ В ОБЛАСТИ МЕХАНИКИ К ИННОВАЦИОННЫМ НЕФТЕГАЗОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

А.Н. Дмитриевский, Д.М. Климов, В.И. Карев, В.М. Максимов

Аннотация

Представлены некоторые результаты исследований в рамках Программ Президиума РАН «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» и «Нефть из глубоких горизонтов осадочных бассейнов - источник пополнения ресурсной базы углеводородного сырья; теоретические и прикладные аспекты», реализованные учеными РАН в новых научно-методических и технико-технологических решениях, которые готовы к внедрению на предприятиях ТЭК. Особое внимание уделено проблемным вопросам нефтегазодобычи, таким как увеличение нефтеотдачи пластов, повышение информативности при исследовании кернового материала, трудноизвлекаемые запасы (высоковязкие нефти, низкопроницаемые коллекторы, сланцевые нефть и газ).

Ключевые слова: анизотропные коллектора, деформационные процессы, фазовые проницаемости, лабораторные и натурные эксперименты, технологии георыхления и ограничения пескопроявления.

1. Повышение информативности при исследовании кернового материала

1.1. Новая методика исследования анизотропного кернового материала.

А. Определение типа анизотропии.

Для установления факта анизотропии фильтрационно-емкостных свойств и определения типа анизотропии (симметрии фильтрационных свойств) реальных коллекторов углеводородного сырья эффективными методами является измерение скорости прохождения ультразвуковых волн в различных сечениях образца или измерение упругих свойств кернового материала. Здесь будет использован ультразвуковой метод.

Однофазная фильтрация флюида в анизотропных средах описывается законом Дарси в виде

kij „

wi =----- V-p,

P

где ki- - абсолютная проницаемость, представленная симметричным тензором 2-го ранга. Известно, что любой тензор такого типа может быть приведен к главным осям, в которых он принимает диагональный вид. Однако в сложно построенных коллекторах не всегда известны главные оси k— . Поэтому сначала по данным измерений скоростей ультразвуковых волн определяются направления экстремальных свойств (максимум и минимум) (рис. 1).

Далее строятся поверхности величин направленной проницаемости, устанавливается факт анизотропии (симметрии) фильтрационных свойств и определяется ее тип. Затем требуется выпилить необходимое число образцов для проведения гидродинамических исследований.

7

8

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ И ДР.

Рис. 1. Аппроксимированное распределение скоростей прохождения ультразвуковых волн в сечении исходного образца

Б. Типы симметрии фильтрационных свойств.

После того как установлен факт анизотропии фильтрационно-емкостных свойств и определен ее тип, требуется выпилить некоторое число образцов для проведения на них гидродинамических исследований. Количество образцов определяется типом симметрии исходного керна. Ниже рассмотрены все четыре возможных случая.

Для трансверсально-изотропного материала, когда

kij —

ki 0 0

0 т—1 0

0 0

задача наиболее простая - необходимо определить лишь два главных значения тензора коэффициентов проницаемости. Минимальное число образцов равно двум. Измерения проводятся в плоскости изотропии фильтрационных свойств и в перпендикулярном к ней направлении.

Для ортотропной по фильтрационным свойствам пористой среды известно положение всех трех главных осей. Здесь

ki 0 0

0 to 0

0 0

Поэтому для задания фильтрационных свойств достаточно определить три главных значения тензора коэффициентов проницаемости. Для решения задачи необходимы три образца, выпиленных вдоль главных направлений.

В случае моноклинной симметрии, когда

/ k11 k12 0

kij — 1 k12 k22 0

0 0 ka

если известно положение одной из главных осей (полагается, что это ось Oz), требуется определить четыре компоненты тензора коэффициентов проницаемости. Следовательно, минимально необходимое число образцов равно четырем. Направления выпиливания образцов удобно выбрать следующим образом: одно по направлению главной оси, два других взаимно перпендикулярно в плоскости, перпендикулярной главной оси, и последнее в той же плоскости под углом в 45° между двумя предыдущими.

ОТ НОВЫХ ЗНАНИЙ К НЕФТЕГАЗОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

9

Рис. 2. Размеченные и подготовленные к исследованиям образцы кернов

В самом общем случае (триклинная симметрия) неизвестно положение всех главных осей тензора коэффициентов проницаемости и задача состоит в определении шести компонент. Здесь

Минимальное число образцов равно шести. Данный случай по приведенной методике не исследуется, для него необходимо привлечение более сложной системы измерений.

В. Последовательность проведения комплексных исследований.

Для проведения комплексных исследований по определению фильтрационноемкостных свойств реальных кернов предлагается следующая методика исследований.

а) По измерениям скоростей прохождения ультразвуковых волн устанавливается факт наличия анизотропии фильтрационно-емкостных свойств и ее тип.

б) В зависимости от типа симметрии определяется число и направления выпиливания образцов для лабораторных измерений.

в) Выпиливается необходимое количество образцов для определения компонент тензора абсолютной проницаемости.

г) По гидродинамическим исследованиям для каждого из образцов определяется тензор проницаемости.

д) Для дальнейшей проверки результатов измерений вырезаются несколько контрольных образцов, результаты измерений на которых позволяют проверить тензорный характер определяемых величин и оценить погрешности измерений.

Подготовка исходного образца горной породы к определению типа анизотропии заключается в его экстрагировании, просушке и разметке. Размеченные образцы горных пород-коллекторов представлены на рис. 2.

На основе описанной выше методики научными подразделениями ОАО «Лукойл» и НК «Роснефть» разрабатываются корпоративные методики комплексного исследования анизотропного кернового материала для включения их в практику проектирования разработки месторождений углеводородов.

ij

10

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ И ДР.

1.2. Эффекты анизотропии при двухфазных течениях. При совместном течении двух несмешивающихся жидкостей (например, нефти и воды) в пористой среде принимается, что закон Дарси выполняется для каждой из фаз и имеет вид

Ь.а

—3 Vj pa ра 3

1, 2,

а

w

а

г

где w“ - компоненты векторов скорости фильтрации фаз, kj - компоненты симметричных тензоров второго ранга, ца - коэффициенты динамической вязкости, ра - давление в фазах. В (1) и далее греческие индексы обозначают номер фазы, а латинские - компоненты векторов и тензоров, по повторяющимся латинским индексам подразумевается суммирование, по греческим индексам суммирование не производится, для удобства обозначения тензоры и векторы выписаны в декартовой системе координат.

В соотношении (1) введены новые материальные характеристики Щ, которые называются фазовыми проницаемостями.

Поскольку фазовая проницаемость зависит от геометрии пустотного пространства и характера распределения фаз по порам, то есть от насыщенности, то изначально разделение этих свойств представлялось в виде линейной связи между kj и тензором абсолютной проницаемости кгз :

ка

кгз

f

где относительные фазовые проницаемости (ОФП) fa(s) считались универсальными скалярными функциями насыщенности, а симметрия тензоров полагалась одинаковой.

Однако последующие отдельные эксперименты [1] показали, что это неверно. ОФП различны при вытеснении в горизонтальном и вертикальном направлениях для одного и того же образца породы. Но идейного продвижения в обобщении связи (2) не произошло: при реальном проектировании разработки нефтегазовых месторождений по-прежнему экспериментально определялись ОФП к^ор в направлении оси симметрии керна, а в вертикальном направлении кВерт задавалась как некоторая доля от к(*ор (кВерт = пкГор, где п ~ 10-1 ^ 10~3).

Позже было показано теоретически [2, 3] и подтверждено экспериментально, что ОФП зависят не только от насыщенности, но и от направления течения, а наиболее общая связь между фазовыми и абсолютными проницаемостями задается тензором четвертого ранга:

Ц = Fijki кы,

где Fakl - тензор коэффициентов ОФП, симметричный по первой и второй парам индексов, а также по их перестановке.

Равенство (3) можно записать в главных осях тензора абсолютной проницаемости:

где: e^n - значения компонент тензора коэффициентов ОФП в системе координат, совпадающей с главными осями тензора абсолютной проницаемости, кг - главные значения тензора абсолютной проницаемости.

ка -к11 = = е?1к! + еа e12 к2 + ea e13 к3,

ка = к22 - = еак + еа e22 к2 + ea e23 к3,

11 *со с со = еак + еа e32 к2 + ea e33 к3,

ка = к23 - II + ^ D to* к2 + ea e43 к3,

ка = к13 = II сдр + ea e52 к2 + ea e53 к3,

ка = к12 = II + съ p to* к2 + ea e63 к3,

ОТ НОВЫХ ЗНАНИЙ К НЕФТЕГАЗОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

11

Считая, что в соотношениях (4) компоненты е^п одного порядка, можно задать следующую аппроксимацию связи компонент тензоров абсолютных и фазовых проницаемостей (для двух фаз):

k1 = kij

k2

kij

aij +

bij + ( 0(s

s(ij)* \Yij

\ij) S(ij)*

ki,

S <ij) - S \A:

(ij) S(ij)*

k

где Ii(k) - первый инвариант тензора абсолютной проницаемости, s*ij) и s(ij)< -верхнее и нижнее предельные значения насыщенностей, при которых одна из фаз неподвижна. При i = j индексы i, j, l образуют циклическую перестановку из чисел 1, 2, 3, а при i = j все индексы одинаковы (i = j = l), но суммирование по i не производится. Формулы (5) задают фазовые проницаемости для триклинной симметрии фильтрационных свойств, поэтому они являются наиболее общими, и из них можно получить фазовые проницаемости для всех типов анизотропии (классов симметрии). В случае моноклинной симметрии в равенствах (5) нужно положить к“з = кОэ = 0, в случае ортотропной симметрии kJ3 = k03 = kf2 = 0,

в случае трансверсально-изотропной - к последнему условию необходимо добавить равенство k“i = к02 .

Установлена [5] зависимость положения главных осей тензора фазовых проницаемостей от насыщенности, что имеет принципиальное значение при разработке разностных схем. Как известно, любой симметричный тензор второго ранга может быть приведен к главным осям, в которых он принимает диагональный вид. В частности, при моноклинной симметрии фильтрационных свойств известно положение одной главной оси и приведение к главным осям осуществляется путем поворота относительно этой главной оси. Положим, что главная ось совпадает с осью Z, тогда угол поворота ра определяется по формуле

tg

2kf2

k?1(s) - k22 (s) ,

В равенстве (6) значения компонент тензоров k°j зависят от насыщенности и изменяются, поэтому и значения углов pa(s) также могут изменяться. Однако углы pa(s) не будут зависеть от насыщенности, только если в равенстве (6) все выражения, содержащие насыщенность, будут сокращаться. Но это невозможно, поскольку значения экспериментальных констант в (5) зависят от направления.

При нагнетании вытесняющего агента в пласт изменение положения главных осей тензоров фазовых проницаемостей приводит к невозможности выбора «удобного» положения системы координат и, как следствие, к усложнению расчетной схемы. Изменение фильтрационных свойств в моноклинных и триклинных коллекторах, в отличие от коллекторов, обладающих ортотропными и трансверсальноизотропными свойствами, не дает возможности использовать стандартные расчетные методы как при интерпретации гидродинамических исследований скважин, так и при классическом моделировании. Для описания гидродинамических характеристик таких коллекторов необходимы дополнительные исследования кернового материала, которые позволят определять тензорные характеристики коллекторов и их зависимость от давления и насыщенности.

2. Технология направленной разгрузки пласта. Метод георыхления

В результате многолетних исследований деформационных, прочностных и фильтрационных свойств пород продуктивных пластов нефтегазовых месторож-

12

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ И ДР.

Рис. 3. Испытательная система трехосного независимого нагружения

дений с использованием уникальной экспериментальной установки Испытательной системы трехосного независимого нагружения (ИСТНН) в Институте проблем механики РАН (г. Москва) был разработан научный подход к созданию новых эффективных экономичных экологически чистых технологий повышения продуктивности скважин и нефтегазоотдачи пластов (см. (рис. 3)). В его основе лежит использование упругой энергии, запасенной в массиве горных пород за счет сил горного давления и давления пластового флюида.

Известно, что ухудшение фильтрационных свойств продуктивного пласта даже в небольшой окрестности скважины существенно снижает ее продуктивность (рис. 4). Уменьшение проницаемости в окрестности скважины происходит при бурении, освоении и эксплуатации в силу разных причин. При бурении скважины происходит загрязнение фильтрационных каналов пород пласта в результате проникновения туда бурового раствора (кольматации). В процессе эксплуатации скважины проницаемость породы может падать в результате заиливания, запарафини-вания порового пространства. Кроме того, уменьшение давления в скважине при проведении различных технологических операций приводит к росту касательных напряжений в прискважинной области, которые вызывают сдвиговые деформации, что, в свою очередь, может приводить к заплыванию фильтрационных каналов, особенно при наличии глины в породе продуктивного пласта. Применяемые в настоящее время методы воздействия на призабойную зону пласта с целью восстановления ее естественной проницаемости (вибровоздействие, гидроимпульсное воздействие, циклическое чередование кратковременных депрессий и репрессий и др.) направлены в основном на «очищение» существующих фильтрационных каналов от посторонних частиц, но зачастую это оказывается невозможным.

Увеличить проницаемость породы можно путем создания новой искусственной системы фильтрационных каналов. Этого можно достичь, создав в породе напряжения, которые вызовут ее растрескивание, дезинтеграцию. Управлять напряжениями в окрестности скважины можно лишь двумя способами: либо изменяя давление жидкости в скважине, либо меняя геометрию забоя путем снятия обсадки

ОТ НОВЫХ ЗНАНИЙ К НЕФТЕГАЗОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

13

Рис. 4. Наличие в призабойной зоне скважины низкопроницаемой зоны снижает ее продуктивность и нефтеотдачу пласта

в обсаженных скважинах, перфорации, нарезания ориентированных щелей и т. п. Величина депрессии, которую необходимо создать в скважине, а также геометрия забоя, при которой будет происходить эффективное растрескивание породы, определяются путем предварительных испытаний породы коллектора данного месторождения на ИСТНН [5].

В качестве примера далее описана реализация такого подхода для Сыморьях-ского месторождения в Западной Сибири. Проблема на данном месторождении состояла в том, что по данным геофизических исследований дебиты скважин должны были быть существенно больше, чем получаемые при освоении скважин. На установке ИСТНН было проведено физическое моделирование процессов деформирования и разрушения породы этого месторождения, происходящих в окрестности скважины при понижении давления в ней, с целью определения оптимального с точки зрения увеличения дебита воздействия на пласт. А затем был проведен натурный эксперимент на скважине № 7197 месторождения, который подтвердил сделанные на основе лабораторных исследований выводы.

Для проведения испытаний породы продуктивного пласта месторождения была составлена программа нагружения, моделирующая условия в окрестности открытого ствола скважины при понижении давления в ней. После пробуривания скважины в ее окрестности происходит перераспределение напряжений. На рис. 5 схематично показан участок скважины и действующие в ее окрестности радиальные (аг), кольцевые (ад) и осевые (az) напряжения в грунтовом скелете.

Так как диаметр скважины много меньше мощности пласта, можно считать, что в пласте после пробуривания скважины создаются условия плоской деформации. Если рассматривать пласт как упругое тело (предел текучести породы достаточно высок), то напряжения в грунтовом скелете, возникающие в окрестности открытого ствола скважины, определяются хорошо известным из теории упругости решением задачи Ламе для цилиндрической полости, находящейся под действием всестороннего сжатия внешним давлением и внутреннего давления заполняющей ее жидкости [6]. На грунтовый скелет действуют эффективные напряжения [7], равные

Sn = q + p

где sn - нормальные напряжения, действующие на площадку с нормалью n (sn < < 0), q - горное давление (q < 0), p(r) - поровое давление в данной точке пласта

14

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ И ДР.

Рис. 5. Напряжения, действующие в окрестности скважины

(p(r) > 0), S - доля площадок контактов относительно всей поверхности зерна грунтового скелета (для горных пород 0 ^ S ^ 0.2).

Тогда, используя решения задачи Ламе, компоненты напряжений можно выразить по формулам

Sr = -

Se =

Sz = q + p

где sr, se, sz - эффективные напряжения, действующие на грунтовый скелет, pc -давление в скважине, Rc - радиус скважины r - расстояние от оси скважины. На стенке скважины, то есть при r = Rc, имеем

Sr = -Spc,

sg = 2

Sz = q +

Депрессия в скважине, равная

Ap = po - pc,

может быть выражена через компоненты напряжений:

A Se - 2q /1Кх

Ap = po - 2 _ s

Программа испытаний образцов, моделирующая условия в окрестности открытого ствола скважины, показана на рис. 6. Изображенные на нем напряжения о\, 02,03 - абсолютные величины напряжений, приложенных по осям 1, 2, 3 к образцу в нагружающем узле испытательной машины. Они соответствуют эффективным напряжениям sz, Sg, sr, действующим в окрестности скважины.

Программа нагружения включает в себя три этапа.

Этап 1. Образец обжимается равномерно по трем осям до напряжения, равного разности между значением горного давления q на глубине H и величиной пластового давления с коэффициентом po(1-S) (отрезок OA на рис. 6). Точка A отвечает напряжениям, действовавшим в грунтовом скелете до пробуривания скважины (7).

ОТ НОВЫХ ЗНАНИЙ К НЕФТЕГАЗОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

15

Рис. 6. Программа нагружения, моделирующая условия в окрестности открытого ствола скважины

Этап 2. На втором этапе нагружения (отрезки AB) одна компонента напряжения 72 продолжает расти, вторая о\ остается постоянной, а третья 73 убывает, причем нагрузка меняется таким образом, что среднее напряжение о = (71 + + о2 + 73)/3 на всем протяжении этапа 2 сохраняется постоянным (это следует из соотношений (8)—(10)). Конечная точка этапа (точка B) отвечает состоянию, когда скважина пробурена и заполнена техническим раствором, при этом 73 = Spc из (11).

Этап 3. На третьем этапе моделировался процесс понижения давления в скважине (отрезки BC). При этом эффективное радиальное напряжение sr в грунтовом скелете по мере роста депрессии почти не изменяется (5), а кольцевые и вертикальные напряжения растут, но вертикальные напряжения увеличиваются примерно в два раза медленнее (12), (13). Соответственно, изменяются компоненты напряжения 7i, 72, 73 в опыте.

Третий этап продолжается до тех пор, пока образец не разрушится либо не будет достигнута максимально возможная в условиях конкретного месторождения депрессия. Теоретически максимальная депрессия равна пластовому давлению, при этом величина кольцевых напряжений sg из (12) равна 2q. Затем осуществляется разгрузка образца с целью определения его проницаемости при разгрузке. Разгрузка осуществляется точно в обратном порядке по отношению к программе нагружения образца. В ходе всего опыта измеряются деформации образца в трех направлениях и регистрируется его проницаемость (в плоскости напластования).

На рис. 7, 8 представлены результаты испытаний одного из образцов породы продуктивного пласта Сыморьяхского месторождения. На рис. 7 показана программа нагружения образца и изменение проницаемости породы, на рис. 8 - кривые деформирования образца. По литологическому описанию порода продуктивного пласта Сыморьяхского месторождения представляет собой крупнозернистый глиносодержащий песчаник. Начальная проницаемость образца ко = 9.4 мД. Глубина отбора образца - 2223 м, горное давление - 51.1 МПа, пластовое давление на месторождении близко гидростатическому - 21.6 МПа. Испытания проводились для значения S = 0. Образец равномерно сжимался до 29.5 МПа. В точке, соответствующей нулевой депрессии, напряжения равны: 71 = 29.5 МПа, 72 = 59 МПа, 73 = 0 МПа.

Как видно из графиков, эта порода при небольших депрессиях деформируется упруго, проницаемость при этом немного уменьшается. При достижении тангенциальной компонентой напряжения величины порядка 70 МПа, что соответствует депрессии 5.5 МПа, начинается неупругое деформирование породы (ползучесть),

16

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ И ДР.

Рис. 7. Программа нагружения и кривая изменения проницаемости образца породы Сы-морьяхского месторождения

СКВ. 7196: (2223 М)Обр. 962

Рис. 8. Кривые деформирования образца породы Сыморьяхского месторождения

что сопровождается падением проницаемости. По мере роста неупругих деформаций проницаемость породы уменьшается в два раза.

При дальнейшем увеличении кольцевых, а значит, и касательных напряжений скорость ползучести образца увеличивается, и, когда деформация достигает критической величины (в испытаниях это происходит при 73 = 75 МПа), что соответствует депрессии 7.5 МПа, порода начинает растрескиваться, что сопровождается резким увеличением ее проницаемости по сравнению с первоначальным значением.

Натурный эксперимент проводился следующим образом. При освоении скважины последовательно была произведена отработка скважины на трех уровнях депрессии: 3, 6 и 9 МПа. После каждой отработки по кривой восстановления уровня определялась продуктивность скважины, то есть отношение дебита скважины к величине депрессии. Оказалось, что при депрессии 6 МПа продуктивность стала меньше в полтора раза по сравнению с режимом 3 МПа, что соответствует данным уменьшения проницаемости, полученным при лабораторных испытаниях. При создании депрессии 9 МПа продуктивность выросла примерно в 4 раза, что также находится в соответствии с данными увеличения проницаемости, полученными на ИСТНН. В результате скважина № 7197 стала работать с дебитом 30 м3 /сут, что

ОТ НОВЫХ ЗНАНИЙ К НЕФТЕГАЗОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

17

1 - продуктивный пласт

2 - добывающая скважина

3 - интервал перфорации

4 - призабойная зона пласта

5 - загрязнение призабойной зоны

6 - волновой генератор

7 - волны излучения

8 - вынос загрязнений из пласта

Рис. 9. Схема, иллюстрирующая очистку призабойной зоны с помощью скважинного генератора

в 4 раза превысило ожидаемый дебит, рассчитанный по данным геофизических исследований скважины.

Так как скважины Сыморьяхского месторождения эксплуатируются на депрессиях 5 + 6 МПа, стало понятно, почему они дают малые дебиты: при таких величинах давления на забое скважины вокруг нее образуется зона пониженной проницаемости. Если при освоении создать в скважине более высокие депрессии порядка 8 + 9 МПа, эта зона растрескается, и проницаемость в прискважинной области будет увеличена.

Технология, основанная на описанном подходе, получившая название метода георыхления, прошла успешные опытно-промысловые испытания на ряде месторождений Западной Сибири и Приуралья, в большинстве случаев было получено кратное увеличение дебита скважин.

Высоко эффективным может быть совместное применение метода георыхления и других известных методов повышения нефтеотдачи пластов, таких как обработка призабойной зоны пласта химреагентами, волновые методы. Значительное повышение проницаемости призабойной зоны скважины методом георыхления позволяет химреагентам быстрее и глубже проникнуть в пласт и более качественно выполнить свои функции [8]. Волновые технологии с использованием скважинных генераторов основаны на возбуждении колебаний в жидкости в окрестности скважины, что способствует выносу из призабойной зоны твердых частиц и ее очистку. Однако эффект от такого воздействия возможен при наличии связной системы фильтрационных каналов и движения жидкости из пласта в скважину. Если в силу разных причин - кольматации при бурении, заиливания, запарафинивания пласта в процессе эксплуатации, пластического деформирования породы под действием сдвиговых напряжений - скважина оказывается окруженной слабопроницаемой зоной («пробкой»), то гидродинамическая связь коллектора и скважины может быть восстановлена за счет создания новой искусственной системы фильтрационных каналов путем растрескивания породы с помощью направленной разгрузки пласта [9].

На сегодняшний день самой распространенной и эффективной считается операция гидроразрыва пласта. Однако она является весьма затратной, так как для

18

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ И ДР.

того чтобы создать трещину гидроразрыва, приходится с помощью насосной техники преодолевать горное давление. Снижение даже на несколько процентов давления гидроразрыва дает существенную экономию. Операция георыхления может значительно ослабить горную породу и тем самым уменьшить величину давления, необходимого для создания в ней трещин гидроразрыва.

И проницаемость, и прочность горных пород могут существенно меняться в зависимости от действующих в них напряжений, причем как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения [10]. Опыт совместного проведения лабораторных и натурных исследований показал, что физическое моделирование на установках истинно трехосного нагружения техногенного воздействия на пласт позволяет выбрать последовательность операций и параметры воздействия, обеспечивающие максимальную эффективность с точки зрения увеличения дебита скважин и нефтегазоотдачи пластов конкретного месторождения.

3. Технология ограничения песководопроявления в газовых скважинах

Технология снижения выноса песка и ограничения притока воды, находящейся в газе, реализуется путем закачки в пласт системы «полимер-растворитель» с последующей специальной обработкой. Это приводит к образованию внутрипластового полимерно-песчаного фильтра, который укрепляет призабойную зону скважины, препятствует выносу песка и воды в скважину, но обладает высокой фильтруемо-стью газа [11].

В 2009 г. технология ограничения пескопроявлений внедрена на 15 газовых скважинах на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении. В феврале и августе 2010 г. были проведены контрольные измерения текущего забоя, которые показали практическое отсутствие роста песчаных пробок. Диаграмма на рис. 10 наглядно показывает эффективность применения этой технологии на одной из скважин Уренгойского месторождения. В 2010 г. ООО «Газпром добыча Уренгой» осуществлено внедрение технологии «ИПНГ-ПЛАСТ» в 20 газовых скважинах. В 2011 г. работы были продолжены на 20 газовых скважинах.

Следует отметить, что стоимость работ по технологии ИПНГ РАН значительно ниже по сравнению со стоимостью технологий, применявшихся ранее, например, гравийных фильтров.

Разработка технологии ИПНГ РАН совместно с ООО «Газпром добыча Уренгой» по ограничению пескопроявлений была начата в 2006 г. В 2006-2008 гг. проводились опытно-промышленные испытания и доработки данной технологии. В настоящее время две скважины, обработанные в 2006 г., находятся в эксплуатации, то есть межремонтный период составил более 9 лет.

Технология успешно прошла опытно-промышленные работы и внедрена в объеме 80 скважино-операций в ООО «Газпром добыча Уренгой».

Заключение

Разработаны теоретические основы технологии воздействия на нефтегазовые месторождения в анизотропных структурах. Показано, что относительные фазовые проницаемости, в значительной степени определяющие коэффициент извлечения, зависят не только от насыщенности, но и от направления вытеснения.

Создана методика комплексного исследования анизотропного кернового материала для определения абсолютной и относительных фазовых проницаемостей.

Разработаны технологии, решающие проблему обводненности скважин и пескопроявлений, увеличения дебита скважин и нефтеотдачи пластов конкретного

ОТ НОВЫХ ЗНАНИЙ К НЕФТЕГАЗОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

19

Рис. 10. Эффективность работы фильтра

месторождения в результате целенаправленного выбора операций и параметров воздействия.

Работа выполнена при поддержке Программы № 27 фундаментальных исследований Президиума РАН (ИПНГ РАН) и Программы фундаментальных исследований Президиума РАН П-14 (ИПМех РАН).

Summary

A.N. Dmitrievsky, D.M. Klimov, V.I. Karev, V.M. Maksimov. From New Knowledge in Mechanics to Innovative Oil-Gas Technologies.

Some results of the studies performed in the framework of the RAS Presidium Programs “Fundamental basis of new technologies in the oil and gas industry” and “Oil from the deep horizons of sedimentary basins as the main source for replenishment of the raw hydrocarbon resource base; theoretical and applied aspects” that are implemented by RAS researchers in new scientific-methodological and technical solutions seeking promotion in FEC enterprises are presented. Special attention is paid to the problems of oil and gas extraction, such as increase of the oil recovery coefficient, improvement of the contents of information about core samples, and hard-to-extract reserves (highly viscous oil, low permeable reservoirs, shale oil and gas). Theoretical principles of the technology of influence on the oil and gas deposits in anisotropic structures are elaborated. It is shown that the relative phase permeabilities depend not only on the saturation, but also on the direction of displacement. A new method for complex lab-study of the anisotropic samples is revealed to determine the absolute and relative phase permeabilities. Technologies are developed to resolve the problems of reduction of the water and solid phase contents in the well production, increase in the well debit and oil recovery coefficient as a result of the task-oriented choice of operations and parameters of the influence.

Keywords: anisotropic rocks, deformation processes, phase permeabilities, lab- and field experiments, sand-control and crack-formation technologies.

1.

Литература

Honarpour M.M., Cullick A.S., Saad N., Humphreys N.V. Effect of rock heterogeneity on relative permeability: Implications for scaleup // J. Petrol. Technol. - 1995. - V. 47, No 11. - P. 980-986.

20

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ И ДР.

2. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. О структуре тензоров коэффициентов фазовых и относительных проницаемостей для анизотропных пористых сред // Докл. РАН. -1998. - Т. 358, № 3. - С. 337-339.

3. Maksimov V.M., Dmitriev N.M. A new approach to the study of representative anisotropic core sample and two-phase flow in anisotropic porous media // Nafta-Gaz. -2013. - R. 69, nr 4. - P. 302-309.

4. Дмитриев Н.М., Максимов В.М., Дмитриев М.Н., Семигласов Д.Ю. Эффекты анизотропии при двухфазных фильтрационных течениях // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. - 2010. - № 3. - С. 140-146.

5. Karev V., Kovalenko Yu. Well stimulation on the basis of preliminary triaxial tests of reservoir rock // Kwasniewski M., Lydzba D. (Eds.) Rock Mechanics for Resources, Energy and Environment. - Leiden: CRC Press/Balkema. - 2013. - P. 935-940.

6. Тимошенко С.П., Гудьер Дж. Движение жидкостей и газов в природных пластах. -М.: Наука. 1979. - 560 с.

7. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. Отд-ние техн. наук. - 1955. - № 5. - С. 3-41.

8. Пат. № 2285794 Российская Федерация. Способ обработки призабойной зоны скважины / Карев В.И., Климов Д.М., Коваленко Ю.Ф., Кулинич Ю.В., Самохвалов Г.В., Титоров М.Ю. - № 2005109645/03; заявл. от 05.04.2005; опубл. 20.10.2006, Бюл. № 29. - 8 с.

9. Климов Д.М., Карев В.И., Коваленко Ю.Ф. Эффективность совместного применения волновой технологии и метода направленной разгрузки пласта для повышения дебита скважин // Колебания и волны в механических системах: Материалы Междунар. науч. конф. - М.: Изд-во Ин-та компьютерных исслед., 2012. - С. 7.

10. Журавлев А.Б., Карев В.И., Коваленко Ю.Ф., Устинов К.Б. Влияние фильтрации на напряженно-деформированное состояние и разрушение в окрестности скважины // Прикл. матем. и механика. - 2014. - Т. 78, Вып. 1. - С. 86-97.

11. Каушанский Д.А., Дмитриевский А.Н., Ланчаков Г.А., Москвичев В.Н., Демьянов-ский В.Б. Технология для повышения эффективности эксплуатации газовых скважин в условиях сеноманских залежей // Газовая пром-сть. - 2010. - № 11. - С. 68-70.

Поступила в редакцию 15.06.15

Дмитриевский Анатолий Николаевич - доктор геолого-минералогических наук, академик РАН, научный руководитель, Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва, Россия.

E-mail: A.Dmitrievsky@ipng.ru

Климов Дмитрий Михайлович - доктор физико-математических наук,академик РАН, главный научный сотрудник, Институт проблем механики РАН имени А.Ю. Ишлин-ского, г. Москва, Россия.

E-mail: klimov@ipmnet.ru

Карев Владимир Иосифович - доктор технических наук, заместитель директора по научной работе, Институт проблем механики РАН имени А.Ю. Ишлинского, г. Москва, Россия.

E-mail: wikarev@ipmnet.ru

Максимов Вячеслав Михайлович - доктор технических наук, профессор, заместитель директора по научной работе, Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва, Россия.

E-mail: vmaks@ipng.ru