WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

ТОКАРЕВА НАДЕЖДА МИХАЙЛОВНА

АНАЛИЗ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа – 2012

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Научный руководитель        :                доктор технических наук, профессор

                                               Зейгман Юрий Вениаминович

Официальные оппоненты:                Дияшев Расим Нагимович,

                                               доктор технических наук, профессор,

ООО «ТНГ - Групп», советник генерального директора

Щербинин Виктор Георгиевич,

кандидат технических наук, доцент,

Уфимский государственный нефтяной

технический университет, доцент кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

Ведущая организация:                ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» РБ

Защита состоится 4 июля 2012 года в 1130 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Автореферат разослан  __ _________ 2012 года.

Ученый секретарь                                       Ямалиев Виль Узбекович

диссертационного  совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Принятие принципиальных решений на стадиях проектирования системы разработки и начального обустройства вводимого в эксплуатацию месторождения осложняется, как правило, недостаточной изученностью строения залежей нефти, характера изменения свойств вмещающих пород и насыщающих их флюидов по площадям, распределения энергетического ресурса. Классификация объектов разработки в многомерном пространстве главных компонент с выделением однородных групп и нахождением «объектов-аналогов» позволит использовать накопленный опыт разработки большого количества месторождений Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций для вступающих в эксплуатацию месторождений. Результаты анализа позволят избежать ошибок проектирования, приводящих к необратимым ухудшениям структуры запасов нефти, а также могут быть использованы при регулировании разработки объектов, находящихся на более поздних стадиях.

Интенсификация выработки остаточных запасов нефти на завершающих стадиях разработки требует грамотного применения методов контроля и регулирования разработки, ввиду нецелесообразности и экономической нерентабельности бурения новых скважин на этом этапе.

Проведенный анализ динамики нефтенасыщенности по данным геофизических исследований в группе скважин со стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском нефтяном месторождении позволил детально изучить процессы выработки пластов и перейти к оценке потенциальной нефтеотдачи объекта.

На основании обобщения опыта бурения боковых стволов скважин на пласт DII Туймазинского месторождения созданы математические модели для прогноза эффективности, а также методические приемы для выбора положения боковых стволов, использование  которых для заглинизированных юрских отложений Западной Сибири, совместно с предложенной в работе технологией повышения продуктивности скважин, позволит значительно активизировать выработку запасов.

Все вышесказанное определяет актуальность решаемой проблемы.

       Цель работы

Создание методики подбора оптимальных параметров систем разработки объектов, в зависимости от их геолого-физической и промысловой характеристики, с целью увеличения нефтеотдачи и достижения ее максимальных величин.

Объект исследования 163 объекта разработки, приуроченных к нефтеносным горизонтам Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.

Предмет исследования совокупность фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, характеристик строения и технико-технологических параметров объектов разработки.

Основные задачи исследований

1. Повышение эффективности методов контроля и регулирования разработки нефтяных объектов на основе факторного анализа.

2. Оценка влияния системы разработки нефтяного месторождения на эффективность выработки запасов.

3. Создание моделей для прогнозирования эффективности проведения мероприятий по регулированию разработки.

4. Создание адекватных моделей для прогнозирования показателей разработки месторождений, находящихся на любой стадии.

Методы исследований

Для решения поставленных задач использован широкий спектр статистических методов систематизации и анализа геолого-промысловых параметров выборки объектов разработки: регрессионный анализ, классификация объектов методом главных компонент с построением адаптационных геолого-промысловых моделей, промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи, применение для этих объектов теоретических законов или теоретических зависимостей параметров разработки, построенных по методике НИИ «ГИПРОВостокнефть», позволяющей оценить насколько текущая нефтеотдача ниже потенциально возможной. Проводилась интерпретация и анализ геофизических исследований скважин, оборудованных стеклопластиковыми обсадными колоннами. Для решения вопросов регулирования разработки в программе «BNView» строились различные виды геолого-промысловых  карт. Необходимые статистические расчеты проводились при помощи программного комплекса Statistica 6.0.

Научная новизна

1.Проведена классификация выборки из 163 объектов Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций с выделением трех однородных по комплексу геолого-физических параметров групп.

2. С помощью адаптационной геолого-промысловой модели, созданной на основе геолого-физической и промысловой информации 59 объектов Западной Сибири, проведен прогноз динамики коэффициента нефтеотдачи восьми эксплуатационных объектов Северного месторождения, находящихся на ранней стадии разработки.

3. По данным геофизических исследований в скважинах, оборудованных стеклопластиковыми обсадными колоннами, оценена текущая нефтенасыщенность продуктивных пластов, а также коэффициент нефтеотдачи терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения.

Защищаемые положения

1. Анализ эффективности существующей системы разработки объектов Западной Сибири и Волго-Уральской НГП на основе классификации объектов разработки в многомерном пространстве главных компонент с выделением групп, однородных по комплексу геолого-физических параметров, характеризующих входящие в них объекты.

2. Экспресс-оценка отклонения текущей нефтеотдачи объекта от потенциально возможной с помощью теоретических зависимостей,  предложенных НИИ «Гипровостокнефть», и адаптационных геолого-промысловых моделей АГПМ. 

3. Контроль нефтенасыщенности пластов и регулирование разработки на основании результатов исследований индукционного каротажа в оборудованных стеклопластиковыми колоннами скважинах.

4. Выбор скважин-кандидатов для бурения боковых стволов в зависимости от промысловой обстановки и технико-технологических показателей эксплуатации объекта.

Практическая ценность и реализация в промышленности

Результаты проведенных исследований приняты к использованию на объектах ОАО «Татнефть», применяются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при проведении практических и лабораторных занятий по курсу «Контроль и регулирование процессов извлечения нефти» для студентов специальности  130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также магистров специальности 130500 – «Нефтегазовое дело». 

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались на II Всероссийской конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, Тюменский Государственный  Нефтегазовый Университет, 2008 г.); международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова, 2009 г.); научно-практической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология» (г. Уфа, Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет, 2010 г.); межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, Ухтинский Государственный Нефтяной Технический Университет, 2010 г.); 59-62-й  научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2008-2011 гг.).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы работы, показаны цели и задачи исследования, научная новизна работы, ее практическая значимость, перечислены методы решения поставленных задач, представлена информация по апробации работы, а также структуре и объему диссертации.

В первой главе проведен анализ методов контроля  и регулирования разработки месторождений на поздней стадии. Рассмотрены геолого-промысловые и промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи, промыслово-геофизические методы оценки положения остаточных запасов и текущей нефтенасыщенности пластов, применение различных видов моделей для нахождения потенциального уровня нефтеотдачи при оценке эффективности регулирования разработки. Показаны возможности каждой методики, достоинства, недостатки, необходимые условия для получения с их помощью адекватных результатов контроля и  прогноза.

Рассмотрена классификация методов регулирования разработки. Особое внимание уделено гидродинамическим методам – бурению уплотняющих скважин, боковых стволов скважин, регулированию путем изменения фильтрационных потоков в пласте. Также затронут вопрос оптимальности величины плотности сетки скважин и объемных запасов, приходящихся на скважину в различных геолого-промысловых условиях.

В различное время над решением задач контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений работали ученые Абдулмазитов Р.Г., Аширов К.Б.,  Баишев Б.Т., Булыгин Д.В., Гавура В.Е., Горбунов А.Т., Дворецкий В.Т., Дворкин В.И., Дияшев Р.Н., Жданов С.А., Закиров С.Н., Иванова М.М., Каналин В.Г., Ковалев В.С., Кудинов В.И., Лысенко В.Д., Муслимов Р.Х., Орлинский Б.М., Рамазанов Р.Г., Сазонов Б.Ф., Саттаров М.М., Султанов С.А.,  Сургучев М.Л., Труфанов В.В., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Зейгман Ю.В., Чоловский И.П., Щелкачев В.Н., Крылов А.П., Мирзаджанзаде А.Х., Михайлов Н.Н., Мищенко И.Т., Файзуллин И.Н., Халимов Э.М., Хуснуллин М.Х., Шаховкин В.М.,  Шевкунов Е.Н. и многие другие.

         Во второй главе проведен обзор методов классификации, позволяющих разделять множества многомерных объектов, характеризующихся высокой вариацией признаков, на более мелкие однородные группы – метод главных компонент (МГК), метод потенциальных функций, моделирование на основе искусственных нейросетей.

С помощью метода главных компонент   осуществлена классификация выборки из 163 объектов разработки Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций (НГП), характеризующейся высокой изменчивостью фильтрационно-емкостных параметров вмещающих пород и физико-химических свойств флюидов. Стратиграфически объекты приурочены к нижнему отделу меловой системы и верхнеюрским отложениям Среднеобской нефтегазоносной области (НГО),  верхнему отделу юрской системы Каймысовской НГО, юрским отложениям Васюганской НГО, терригенной толще верхнего отдела девонской системы и нижнего карбона Татарского свода Русской платформы, нижнему отделу каменноугольной системы Бирской седловины и  Пермско-Башкирского свода.

Для идентификации анализируемых объектов разработки с другими объектами месторождений Западно-Сибирской и Волго-Уральской НГП каждый из объектов характеризовался двадцатью шестью геолого-физическими параметрами, представляющими четыре основных фактора: фактор физико-химических свойств насыщающих флюидов (7 параметров);

фактор изменчивости фильтрационно-емкостных свойств пласта (13 параметров); фактор специальных коэффициентов и комплексных показателей неоднородности (4 параметра); фактор строения водо-нефтяной зоны (2 параметра).

Выделена четкая закономерность разделения объектов на группы согласно изменчивости их геолого-физических характеристик.

       С целью исключения неопределенностей геометрической интерпретации результатов классификации для объектов, находящихся вблизи границ выделенных групп, было проведено ранжирование с нахождением минимального Эвклидового расстояния Ri между объектами в многомерном пространстве главных компонент.

       В первой группе за центры группирования были приняты объекты №85, пласт DII Туймазинского месторождения, приуроченный к Муллинскому горизонту, и №88, пласт DI Туймазинского месторождения, приуроченный к Пашийскому горизонту. Во второй группе –№114, терригенная толща нижнего карбона  (ТТНК)  Орьебашского месторождения и №161, ТТНК, Николо-Березовская площадь Арланского месторождения, а также №106, ТТНК Кузбаевского месторождения. В третьей – №11, пласт БС102-1 Северного месторождения и №24, пласт Ю13 Южного месторождения.

       В отличие от объектов I и II групп, большинство объектов Западной Сибири (III группа) находятся на II или в начале III стадии разработки, что исключает на данный момент возможность прогноза показателей их разработки с помощью промыслово-статистических методов. Опыт показывает, что если объекты в многомерном пространстве главных компонент находятся на близком расстоянии друг от друга, а их технологические параметры разработки тоже близки, то конечные показатели по ним (темп отбора, водонефтяной фактор) практически совпадают. Наиболее близкие аналоги позволяют сопоставить нефтеотдачу основного анализируемого объекта с нефтеотдачей ближайших объектов и выявить отклонения и общие закономерности при анализе технологических параметров.

В зависимости от производственной необходимости, такое ранжирование возможно проводить относительно любого объекта выборки.

Третья глава  посвящена анализу и прогнозу показателей разработки внутри выделенных групп объектов.

Построены осредненные кривые зависимостей коэффициента нефтеотдачи и накопленного водонефтяного фактора (ВНФ) от текущей обводненности и безразмерного времени разработки по выделенным группам.

       Наибольший текущий коэффициент нефтеотдачи отмечается по группе I, включающей объекты с маловязкой нефтью Волго-Уральской НГП, группа II характеризуется средними значениями коэффициента нефтеотдачи и высокими значениями безразмерного времени, что свидетельствует об активном применении гидродинамических методов регулирования разработки на объектах исследуемой группы.  Текущее состояние разработки исследуемых объектов Западной Сибири (группа III) характеризуется невысокими значениями безразмерного времени разработки (0-1 д.е.), что является следствием недостаточной разбуренности и неполной реализации системы разработки на большинстве из них даже на поздних стадиях разработки при достижении обводненности продукции 80-90%.

Наибольшими значениями накопленного водонефтяного фактора характеризуется группа III, наименьшими – группа I. Существует тенденция к уменьшению скорости прироста ВНФ для объектов второй группы при значениях >1,5.

Для каждой из трех выделенных групп по аналогии с методикой, предложенной НИИ «Гипровостокнефть», были построены кривые зависимости доли нефти в продукции от безразмерного времени разработки.

Показана возможность определения отклонений показателей разработки и их прогноза с помощью потенциальной характеристики «fн-» на примере объекта АВ13 Вать-Еганского месторождения.

Расхождение фактических, прогнозных и потенциальных показателей разработки объясняется тем, что при высокой геологической неоднородности объекта АВ13, он разбурен довольно редкой сеткой скважин. Величина геологических запасов на скважину на дату анализа составляет порядка 500 тыс. т.

На основе геофизического и промыслового материала 59 объектов третьей группы была создана адаптационная геолого-промысловая модель (АГПМ) для прогноза показателей разработки месторождений Западной Сибири.

При помощи метода главных компонент исходная матрица геолого-физических параметров была преобразована в матрицу безразмерных формализованных параметров Z (главных компонент). Затем на каждый момент обводненности 10-90% с шагом 10%, а также для обводненности 95 и 98% составлялась комбинированная матрица, состоящая из 10 первых главных компонент для каждого из 59 объектов, содержащих более 70% исходной геолого-физической информации, а также технико-технологических параметров, характеризующих состояние разработки объектов на данный момент времени – коэффициент нефтеотдачи и величину геологических запасов, приходящуюся на одну работавшую скважину. Данные по нефтеотдаче объектов при высокой обводненности (50-98%) были частично спрогнозированы экстраполяционными методами с использованием промыслово-статистических зависимостей.  Путем регрессионного анализа с помощью программы Statistica 6.0 эти матрицы были преобразованы в систему, состоящую из одиннадцати уравнений:

, при Bi = 10, 20, 30, 40, 50 %

Bi = 60, 70, 80, 90, 95, 98 %,

где        Bi – безразмерное время эксплуатации залежи, выраженное в обводненности продукции;

Bi – коэффициент нефтеотдачи на момент обводненности Bi, д.е.;

Q – геологические запасы на одну работавшую скважину на момент обводненности Bi, тыс. т.;

aji – коэффициенты уравнения регрессии.

Входящие в АГПМ  уравнения регрессии имеют достаточно хорошие статистические характеристики (коэффициент множественной регрессии в пределах 0,847-0,992; коэффициент детерминации 0,72-0,98; стандартная ошибка оценки 1,0-3,2%). Сопоставление проектных и прогнозных значений конечной нефтеотдачи объектов Западной Сибири показало, что относительная погрешность прогноза с помощью АГПМ находится в пределах 0,26-7,31% и в среднем составляет 4,48%, что удовлетворяет требованиям практики.

Сказанное выше позволяет судить о высокой надежности прогнозирования конечной и текущей нефтеотдачи объектов, находящихся на любой стадии разработки и характеризующихся величинами геолого-физических параметров, лежащими в пределах, характеризующих исходную выборку объектов.

В четвертой главе  показана методика контроля динамики нефтенасыщенности продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона с помощью временных замеров индукционного каротажа (ИК) в спецскважинах, продуктивные пласты  которых перекрыты стеклопластиковыми хвостовиками (СПХ). Среди преимуществ метода – значительная глубинность, возможность проведения измерений как в контрольных, так и в перфорированных скважинах, вскрывающих пласты, насыщенные низкоминерализованной водой.

В каждой из 18 спецскважин, оборудованных на Николо-Березовской площади Арланского месторождения, проводились от 6 до 13 замеров индукционного каротажа – таким образом было получено 822 значения текущей нефтенасыщенности по всем вскрытым литологическим интервалам.

При их интерпретации использовались следующие методические приемы:

  • вокруг контрольной скважины выделялся участок с окружающими добывающими скважинами, по нему строился график разработки, по каждой скважине также строился график эксплуатации;
  • по всем скважинам участка прослеживалась динамика плотности добываемой воды, далее строился результирующий график динамики плотности воды по всему опытному участку с пересчетом на удельное электрическое сопротивление воды в;
  • для учета гидродинамических условий использовались карты изобар по верхней и нижней пачкам ТТНК.

По результатам комплексного изучения временных замеров (рисунок 1) совместно с промысловыми материалами сделаны выводы о степени вовлеченности в разработку и состоянии выработки каждого выделенного пропластка, а также рекомендации по его вовлечению в процесс эксплуатации.

Рисунок 1 – Результаты временных замеров текущей нефтенасыщенности с помощью ИК для различных пластопересечений в продуктивном пласте контрольной скважины №1802 Николо-Березовской площади

По промысловой обстановке все скважины с СПХ можно разделить на три группы:

I. Группа скважин 1802, 2154, 2959, 7085, 7161, 7426 Арланской площади и 10252, 10255, 10256 Николо-Березовской площади Арланского месторождения, в которых продуктивные пласты имеют остаточную нефтенасыщенность.

II. Добывающие скважины с СПХ, продуктивные пласты которых промышленно нефтенасыщены (№№ 171а, 295а, 831, 10248, 11407)

III. Нагнетательные скважины №№ 10246, 10254, 10251 и 10058.

По каждому геофизически выделенному пропластку оценена величина текущей нефтеотдачи. Определено, что текущий коэффициент нефтеотдачи по пропласткам варьируется в пределах 1,8-61,1%, среднее значение составило 42,5%.

По данным К.С. Баймухаметова, конечная нефтеотдача Арланского месторождения должна составить 43,3%. Проведенный анализ динамики текущей нефтенасыщенности пластов позволяет утверждать, что это значение будет достигнуто. Дальнейшее применение эффективных методов регулирования позволит продлить время разработки месторождения и повысить нефтеотдачу.

В пятой главе даны рекомендации по гидродинамическим методам регулирования разработки объектов различных групп.

Уплотнение сетки скважин до оптимальной величины

Проанализирована динамика изменения нефтеотдачи по объектам, приуроченным к ТТНК Орьебашского, Таймурзинского и Кузбаевского месторождений (рисунок 2).

На графике Кузбаевского месторождения хорошо прослеживается время интенсивного окончательного добуривания залежи, пришедшегося на момент обводненности продукции объекта в диапазоне 40-50%. До обводненности 60% динамика разработки объектов Кузбаевского и Орьебашского месторождений практически совпадали, однако после уплотнения сетки скважин характер выработки запасов Кузбаевского месторождения резко  изменился, что, по прогнозным данным, позволит достичь конечного коэффициента нефтеотдачи порядка 46-47%.

       Рисунок 2 – Сравнение динамики коэффициента нефтеотдачи Кузбаевского, Таймурзинского и Орьебашского месторождений

С другой стороны, запоздалое увеличение плотности сетки скважин на Орьебашском месторождении не помогло исправить ситуацию и повлиять на динамику разработки, при этом даже в самых благоприятных условиях на месторождении не удастся достигнуть коэффициента нефтеотдачи свыше 30%. Несмотря на высокую неоднородность продуктивных пластов, благодаря своевременно сформировавшейся на Таймурзинском месторождении системе разработки, прогнозная нефтеотдача составит порядка 42%, что всего лишь на 5 пунктов уступает нефтеотдаче по достаточно однородным пластам Кузбаевского месторождения.

Бурение боковых стволов скважин эффективно и экономически рентабельно на объектах, характеризующихся высокой геологической неоднородностью, при наличии линз, ловушек, вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны), а также при наличии застойных зон однородных пластов.

На Туймазинском нефтяном месторождении с  целью доизвлечения остаточных запасов и интенсификации добычи нефти с 1998 года на залежи нефти пласта DII муллинского горизонта осуществляется уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов (БС) из скважин, вышедших из разработки. При этом темпы отбора только муллинского горизонта увеличились в среднем на 43% от среднего темпа отбора в 1998-2009 годах.

Для изучения степени влияния технических параметров положения забоя бокового ствола в пространстве, геологического строения вскрываемых объектов, а также промысловых показателей эффективности работы окружающих скважин на обводненность продукции и производительность бокового ствола  использовался механизм регрессионного анализа.

Начальная выборка параметров содержала 61 наблюдение, шесть критериальных переменных  Y1-Y6 и 11 регрессоров X1-X11.

Все зависимые параметры Y1-Y6 и независимые параметры X1-X2 характеризует работу одного бокового ствола. Независимые параметры X3-X11 являются средневзвешенными по окружающему боковой ствол участку.

Было проведено двадцать вариантов регрессионного анализа, в которых использовались различные зависимые и независимые переменные, также варьировалось количество наблюдений. Часть наблюдений была отсеяна по причине несостоятельности.

Лучший результат был получен по 35 наблюдениям для зависимости среднегодовой добычи нефти за первые 3 года работы бокового ствола (Y6) от параметров X1-X11, коэффициент множественной корреляции R составил 0,85; коэффициент детерминации  R2 составил 0,72 при р<0,01, стандартная ошибка оценки - 611,14 (таблица 1).

Таблица 1 – Регрессионная модель для прогноза показателей разработки при бурении боковых стволов

Отклик

Коэффициенты при параметрах

Св. член

X1

X2

X3

X4

X5

X6

X7

X8

X9

X10

X11

Y6

-4,23

-0,35

-0,31

0,04

0,32

0,58

2,86

-0,56

-0,09

0,31

0,59

-0,05

В данной модели Y6 –  среднегодовая добыча нефти по БС за первые три года, т; X1 – фактическое смещение забоя от устья, м; X2 – Расстояние БС от основного (по координатам забоев), м; X3 – коэффициент неоднородности, д.е.; X4 – коэффициент расчлененности, д.е.; X5 – средняя толщина пропластков по скважинам анализируемого участка, м; X6 – Средняя пористость проницаемых пластов рассматриваемого участка, д.е.; X7 – геологические запасы приходящиеся на одну скважину анализируемого участка, т; X8 – градиент давления, МПа/м; X9 – коэффициент нефтеизвлечения КИН, д.е.; X10 – накопленный ВНФ, м3/м3; X11 – годовой ВНФ.

Планирование участков для бурения БС предлагается рассмотреть с помощью карты «желательности» (целесообразности), полученной путем ранжирования информации карт геологической неоднородности и текущей обводненности следующим образом: коэффициенту неоднородности со значением меньше 100 присваивалось значение “0”, а коэффициенту  неоднородности свыше 190 присваивалось значение  “1”. Геологической неоднородности 120, 140, 160, 180 присваивались соответственно значения 0,2; 0,4; 0,6; 0,8. Значению обводненности продукции свыше 85 % присваивалось значение “0”, а значению обводненности меньше 40 присваивалось значение “1”. Обводненности 76, 67, 58, 51% присваивались соответственно значения 0,2; 0,4; 0,6; 0,8.

На основе данных ранжирования суммируются ранги всех факторов, на карте «желательности» наибольшая сумма рангов соответствует самому перспективному участку для планирования бурения боковых стволов и других мероприятий.

На рисунке  3  приведена схема выбора положения боковых стволов на основе карт «желательности» и карт изобар по пласту Ю13 Южного месторождения.

По карте «желательности» выбираются положения наиболее оптимальных зон для бурения боковых стволов. По карте изобар в этих зонах выбираются малообводненные «маточные» скважины из условия гидродинамической закрытости зоны, определяемой положением линий тока.

Рисунок 3 – Выбор положения боковых стволов на основе карт «желательности» и карт изобар по участку пласта Ю13 Южного месторождения 

При сходимости линий тока в определенной зоне, совпадающей по положению с оптимальной зоной, выбранной по карте «желательности», можно рекомендовать в этой точке бурение бокового ствола.

Физико-химические методы регулирования разработки

В работе проведена оценка использования реагентной разглинизации как метода повышения  начальной и восстановления ухудшенной при вскрытии и в процессе эксплуатации пластов продуктивности терригенных коллекторов Арланского и Северо-Никольского месторождений. Опытная обработка проводилась по пяти скважинам, весовая глинистость продуктивного горизонта в которых превышает 5%.

По данным НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть» результатом выноса глинистых составляющих явилось увеличение коэффициента продуктивности подвергнутых воздействию скважин на величину от 0,2 до 0,6 м3/(сутМПа). Депрессия  по опытным скважинам снизилась на 14-215%, в среднем 63%. Увеличение продуктивности составило 17-55%, в среднем –34%.

Оценка промыслового эффекта от проведения реагентной разглинизации осложнялась тем, что на обоих месторождениях динамика пластового давления в зоне опытных скважин характеризуется общим падением на протяжении всего времени проведения опытных работ. Подсчитано, что прирост добычи по опытным скважинам за год, при условии сохранения прежних гидродинамических условий, составил 3175 м3 нефти.

При углублении анализа эффективности обработки опытных скважин была проведена оценка по методу Копытова и дополнительно по трем статистическим методам – с фиксированными базовыми значениями добычи и по суммарным отборам всех скважин с учетом степенной динамики падения добычи ввиду изменения гидродинамических условий разработки. Средний прирост добычи, рассчитанный по всем методам, составил 3612 м3/год.

Основные выводы и рекомендации

1. Путем классификации с использованием метода главных компонент 163 объектов разработки выделены три обособленные группы, характеризующиеся достаточно однородными величинами геолого-физических параметров внутри каждой из групп, что в комплексе с проведенным ранжированием объектов разработки может быть использовано в целях контроля разработки родственных объектов, выявления отклонений от потенциально возможных значений и регулирования разработки на основании полученных данных.

       2. Для группы месторождений Западной Сибири была создана АГПМ, включающая как промысловые, так и технологические показатели разработки залежи и позволяющая оперативно оценивать текущие и конечные показатели разработки при ее регулировании.

       3. На основе регрессионного анализа имеющегося промыслового материала по эффективности работы 59 боковых стволов скважин, пробуренных на пласт ДII Туймазинского месторождения, получены модели для прогнозирования таких показателей, как годовая добыча, обводненность продукции после освоения и в первые месяцы эксплуатации бокового ствола, накопленная добыча нефти за три года эксплуатации и пр.        

       4. Анализ временных замеров ГИС по скважинам со стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском нефтяном месторождении позволил выявить характер выработки и степень участия в разработке каждого исследуемого пропластка. На основании комплексного анализа геофизического и промыслового материала предложены мероприятия по регулированию разработки с целью доизвлечения остаточной нефти. Оценена текущая нефтеотдача в целом по терригенной толще нижнего карбона на месторождении. Полученное значение, равное 42,5%, показывает реальную возможность достижения и даже превышения конечной нефтеотдачи над проектной по рассматриваемому объекту месторождения.

5. Предложена методика выбора положения забоев боковых стволов скважин на основании построения карт «желательности», содержащих комплексную информацию о неоднородности и обводненности исследуемых объектов, была опробована при составлении проектов доразработки нескольких месторождений месторождений третьей группы.

       6. Оценена эффективность обработки скважин, вскрывших заглинизированные коллектора Арланского и Северо-Никольского месторождений, полученные результаты позволяют рекомендовать разглинизацию как весьма эффективный метод регулирования разработки.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

1. Ситдикова Д.Ф. Анализ влияния системного изменения технологии на конечные показатели разработки по группе нефтяных месторождений / Д.Ф. Ситдикова,  А.Р. Надыров, Н.М. Токарева // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", – 2006.

http://www.ogbus.ru/authors/SitdikovaDF/SitdikovaDF_1.pdf . -8с.

2. Имамов Р.З. Использование скважин со стеклопластиковыми хвостовиками для оценки динамики насыщенности пласта и регулирования разработки / Р.З.  Имамов, Н.М. Токарева //  Нефтяное хозяйство.-2009.- №7.С. 90-93.

3. Токарева Т.В. Статистическое моделирование результатов ввода в эксплуатацию боковых стволов скважин/ Т.В. Токарева, Н.М. Токарева// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. - №1(83). – С. 32 – 41.

4. Зейгман Ю.В. Анализ и регулирование разработки нефтяного месторождения с целью достижения потенциальной нефтеотдачи/ Ю.В. Зейгман, Н.М. Токарева // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", – 2012.- №1. -  С.81-97.

       в других изданиях:

               5. Токарева Н.М. Управление процессом разработки с помощью «интеллектуальных» скважин // Сб. научных трудов второй Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров-нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири». – Тюмень, – 2008. – С.58-61.

               6. Токарева Н.М. Гидродинамические методы регулирования разработки нефтяных объектов и оценка их эффективности / Н.М. Токарева, Д.Ф. Ситдикова, Г.М. Мифтахова // Монография «Научные исследования: информация, анализ, прогноз» под общей редакцией проф. Кирикова О.И.– Воронеж: ВГПУ, – 2009.-С. 440-452.

7. Токарева Н.М. Регулирование и оценка эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии при физико-химических методах воздействия / Н.М. Токарева, Г.М. Мифтахова, Н.А. Черепанова, А.С. Чинаров // Монография «Научные исследования: информация, анализ, прогноз» под общей редакцией проф. Кирикова О.И.– Воронеж: ВГПУ, – 2009.-С. 453-465.

8. Зейгман Ю.В.. Методика регулирования разработки нефтяного месторождения с целью повышения нефтеотдачи пластов / Ю.В. Зейгман, Н.М. Токарева // Сборник материалов научно-практической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология». – Уфа: УГНТУ, – 2010. – С.56-60.

9. Зейгман Ю.В. Оценка влияния неравномерности разбуривания объектов с высоковязкими нефтями на выработку запасов / Ю.В. Зейгман, Н.М. Токарева  // Материалы межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (18-19 ноября 2010 г.). – Ухта: УГТУ, – 2010. – С. 128-133.

10. Токарева Н.М. Контроль за выработкой продуктивного пласта при систематических замерах с помощью электрометрии в специальных обсадных трубах СПХ / Н.М. Токарева/ Сборник тезисов докладов третьей  международной конференции молодых ученых и студентов «Новые направления исследований в науках о земле». –  Баку: Нафта-Пресс, –  2009. – С. 134-135.

11. Зейгман Ю.В. Применение модели заводнения неоднородного пласта Ковалева-Житомирского для анализа эффективности гидродинамических методов интенсификации разработки / Ю.В. Зейгман, Н.М. Токарева // Материалы 61-й научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа: УГНТУ, – 2010. – С. 286.

12. Зейгман Ю.В. Комплексный подход к анализу эффективности гидродинамических методов регулирования разработки месторождения / Ю.В. Зейгман, Н.М. Токарева // Материалы 61-й научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа: УГНТУ, – 2010. – С. 287.

13. Токарев М.А. Регулирования разработки нефтяных месторождений путем бурения боковых стволов /  М.А. Токарев, И.Н. Файзуллин, Т.В. Токарева, Д.Ф. Ситдикова, Н.М. Токарева // Сборник докладов научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» Часть 1 . - Набережные Челны: ОАО «Офис-Трейд», – 2010. – С. 209-213.

14. Токарева Н.М. Моделирование процесса нефтеизвлечения при регулировании разработки гидродинамическими методами с помощью бурения боковых стволов / Н.М. Токарева, Т.В. Токарева, Г.М. Мифтахова, М.А. Токарев // Монография «Научные исследования: информация, анализ, прогноз» под общей редакцией доктора философских наук, проф. Кирикова О.И. – Воронеж: ВГПУ, – 2011. С 246-266.

15. Токарев М.А., Чинаров А.С., Токарева Н.М., Хисамиев Т.Р. Регулирование разработки с помощью реагентной разглинизации низкопродуктивных коллекторов при изменяющихся гидродинамических условиях / М.А. Токарев, А.С. Чинаров, Н.М. Токарева, Т.Р. Хисамиев // 20 лет РАЕН, Сборник статей. Секция нефти и газа. – М.: Изд-во «Техника», ТУМА ГРУПП, – 2011. С. 111-115.

16. Токарева Н.М. Методические приемы выбора положения боковых стволов скважин при повышении эффективности разработки на поздней стадии/ Н.М. Токарева, Е.А. Меркурьев // Монография «Научные исследования: информация, анализ, прогноз» под общей редакцией проф. Кирикова О.И. – Воронеж: ВГПУ, – 2012. С 277-290.




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.