Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов

Еленец, Александр Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов"

На правах рукописи

ЕЛЕНЕЦ АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 НОЯ 2012

Тюмень — 2012

005054422

Работа выполнена в филиале Общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти» в г. Тюмени (филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»)

Научный руководитель - кандидат технических наук

Коротенко Валентин Алексеевич Официальные оппоненты - Клещенко Иван Иванович, доктор геолого-

минералогических наук, профессор, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный

нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ), профессор

- Копытов Андрей Григорьевич, кандидат технических наук, АУ ХМАО - Югры «Научно-аналитический центр рационального

недропользования им. В.И. Шпильмана»,

старший научный сотрудник Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 16 ноября 2012 года в 09.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 16 октября 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.Г. Кузнецов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время большинство крупных месторождений Западной Сибири вступило в позднюю стадию разработки, которая характеризуется значительной выработкой начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ), высокой обводненностью продукции и большим числом неработающих скважин. При этом сохраняется необходимость поддержания стабильного уровня добычи нефти и достижения утвержденного на Государственном балансе значения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Обводнение продукции добывающих скважин, чаще всего, опережает выработку запасов нефти в зоне их отбора. В таких случаях, одним из эффективных методов доизвлечения запасов, является бурение боковых стволов (БС), позволяющих дополнительно сократить высокообводненный фонд добывающих скважин.

Основным инструментом оценки технологических показателей БС, которые планируются к реализации, является секторная геолого-гидродинамическая модель участка объекта разработки. Ввиду того, что процесс ее создания является сложной практической задачей, требующей значительных трудозатрат, актуальным остается предварительный выбор зон, потенциально эффективных для ввода БС в эксплуатацию.

От успешности начального выбора скважин-кандидатов для строительства БС, зон и интервалов продуктивного пласта для их ввода в эксплуатацию зависит целесообразность создания секторных геолого-гидродинамических моделей и состоятельность всей работы по анализу и обоснованию эффективности реализации БС.

Цель работы

Увеличение нефтеотдачи пласта посредством выбора зон для размещения боковых стволов на нефтяных месторождениях, характеризуемых поздней стадией разработки.

Основные задачи исследования

1. Обзор и анализ существующих методов по выбору зон для эффективной эксплуатации боковых стволов.

2. Выбор и обоснование технологических параметров для прогнозирования входных дебитов нефти боковых стволов.

3. Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов для последующего применения секторных геолого-гидродинамических моделей.

4. Апробация разработанной методики на основном эксплуатационном объекте Ватьеганского нефтяного месторождения.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются результаты фактической эксплуатации боковых стволов; предметом - прогноз входных дебитов нефти боковых стволов с различным типом заканчивания.

Научная новизна выполненной работы

1. Проведено исследование по анализу зон локализации текущих подвижных запасов нефти, выявленных посредством полномасштабной гидродинамической модели, и оценке эффективности размещения в них боковых стволов различными методами.

2. Экспериментально доказана необходимость совместного использования объемного метода подсчета запасов и метода характеристик вытеснения для оценки выработки запасов нефти в зонах, где планируется строительство и эксплуатация боковых стволов.

3. Разработана методика экспресс-анализа (прогнозирования) входных дебитов нефти боковых стволов с различным типом заканчивания, основанная на построенных зависимостях дебита нефти и выбранных параметров (отбор от НИЗ, текущие потенциально извлекаемые запасы нефти, входной дебит жидкости, накопленный водонефтяной фактор). Представлен алгоритм, для реализации которого применяются программные продукты: Isoline, АРМ РРМ, MS Excel.

Практическая ценность и реализация

1. Разработанная методика предлагается к использованию перед созданием секторной геолого-гидродинамической модели.

2. С использованием разработанной методики прогноза входного дебита нефти обоснована эффективность эксплуатации 8 боковых стволов на объекте АВ1-3 Ватьеганского месторождения. Дополнительная добыча нефти, на основании прогнозных расчетов с использованием секторного моделирования, суммарно оценена в 353,9 тыс. тонн. Прирост КИН по объекту - 0,25 %.

3. По результатам фактического ввода в эксплуатацию 5 боковых стволов получен средний входной дебит нефти в 44 т/сут. Среднее значение прогнозируемого входного дебита нефти по разработанной методике — 41 т/сут.

Основные защищаемые положения

1. Обоснование совместного использования метода характеристик вытеснения и объемного метода подсчета запасов нефти для анализа зон ввода боковых стволов в эксплуатацию.

2. Методика экспресс-анализа (прогнозирования) входных дебитов нефти боковых стволов с различным типом заканчивания.

3. Выбор зон для размещения боковых стволов на нефтяных месторождениях, характеризуемых поздней стадией разработки.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», в частности пункту 4 - «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов» и пункту 5 - «Научные

основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: XI Конкурсе ООО «КогалымНИПИнефть» на лучшую НТР молодых ученых и специалистов (Тюмень, 2011 г.); XIII Международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных «ГЕОМОДЕЛЬ - 2011» (г. Геленджик, 2011 г.); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», посвященной 55-летию ТИИ-ТюмГНГУ (Тюмень, 2011 г.); III научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности», посвященной 15-летию ООО «КогалымНИПИнефть» (Тюмень, 2011 г.); Научно-технических и Ученых советах филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени (Тюмень, 2012 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВПО ТюмГНГУ (Тюмень, 2012 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 116 страницах машинописного текста, содержит 17 таблиц, 53 рисунка. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 107 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные защищаемые положения.

В первом разделе осуществлен обзор и классификация существующих методов по выбору зон для эффективной эксплуатации боковых стволов.

Вопросами проектирования разработки месторождений с применением БС занимались многие видные ученые и специалисты. Среди них: Абакумов Л.Б., Алиев З.С., Амелин И.Д., Бастриков С.Н., Батурин Ю.Е., Бердин Т.Г., Борисов Ю.П., Бриллиант JI.C., Грачев С.И., Деева Т.А., Дмитриев А.Ю., Дулкарнаев М.Р., Закиров С.Н., Иванов СЛ., Карнаухов М.Д., Кашинцев Е.И., Клейдман Д.М., Кудинов В.И., Лысенко В.Д., Малышев А.Г., Мандрик И.Э., Медведев Н.Я., Пилатовский В.П., Пичугин О.Н., Подгорнов В.М., Сонич В.П., Сыртланов В.Р., Чубик П.С., Шагиев Р.Г., Ширяев Ю.Х. и другие.

В рамках выбора участков для применения секторного моделирования, существующие методы выбора зон для эффективной эксплуатации БС классифицированы на две группы (рисунок 1): полномасштабное гидродинамическое моделирование и расчетно-статистическая обработка геолого-промысловой информации.

Методы выбор« »он для применения секторной геолого-гидродинамической модели

Расчет отбора НИЗ, текущего и прогнозного КИН

Расчет радиусов выработки и охвата ! 1 пласта разработкой_j

- нелинейный анализ - Data mining ;

j регрессионно-корреляционный анализ

Классификационная схема

Полномасштабно« гидродинамическое моделирование

полномасштабная гидродинамическая модель объекта разработки

Расчетно-статистическая обработка гее информации

объемный метод подсчета запасов нефти і

метод характеристик вытеснения

оценка выработки запасов нефти

установление статистических закономерностей между входными и выходными признаками

Рисунок 1 - Классификационная схема методов выбора зон для применения секторного моделирования

С использованием полномасштабной гидродинамической модели эксплуатационного объекта для секторного моделирования выбираются зоны локализации текущих подвижных запасов нефти, характеризуемые слабым охватом реализованной системы разработки.

С использованием методов расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации для секторного моделирования выбираются зоны с остаточными извлекаемыми запасами нефти или благоприятной предпосылкой к достижению эффективности, которая оценивается на основании статистических закономерностей между результативными (дебит нефти, накопленная добыча нефти) и факторными (геолого-промысловые параметры) признаками.

Во втором разделе представлены результаты анализа существующих методов по выбору зон для эффективной эксплуатации боковых стволов на примере основного эксплуатационного объекта Ватьеганского месторождения.

Основным эксплуатационным объектом Ватьеганского нефтяного месторождения является объект ЛВ13, на котором за весь период его разработки (на 01.01.2012 г.) введено в эксплуатацию 122 БС. Из них: 86 скважин с горизонтальным (БГС) и 36 скважин с наклонным (БВС) типами заканчивания.

Объект АВ^з имеет обширные водонефтяные зоны и высокую неоднородность по проницаемости в разрезе эффективной нефтенасыщенной толщины пластов. Применение БГС позволяет продлить период разработки залежи с меньшей долей воды в продукции и воздействовать на отдельные наименее выработанные интервалы продуктивных пластов, что определило большую технологическую эффективность БГС и, соответственно, реализацию.

Определение рентабельности или границы успешности по входному дебиту нефти для БС объекта АВ^з осуществлено с учетом анализа фактических результатов применения БС (рисунок 2), реализованных на основании их экономической эффективности.

С учетом среднего значения по основным группам распределения БС по входному дебиту нефти (рисунок 2), граница успешности (эффективный входной дебит нефти) для БГС и БВС объекта АВ^з, соответственно, составила 20 и 10 т/сут.

* Количество БГС ■ Средний дебит нефти по группе, т/сут ш Количество БВС ■ Средний дебит нефти по группе, т/сут

Рисунок 2 - Группы распределения БГС (а) и БВС (б) по входному дебиту нефти за полный месяц эксплуатации

С использованием полномасштабной гидродинамической модели объекта АВ).3 произведена оценка состояния выработки запасов нефти, с учетом которой проанализировано изменение входных дебитов нефти БС относительно границ успешности, рисунок 3.

Рисунок 3 - Карты текущих подвижных запасов нефти со схемой эффективности БГС (а) и БВС (б) по входному дебиту нефти

Высокая концентрация текущих подвижных запасов нефти, оцененная по данным полномасштабного гидродинамического моделирования, не является достаточной предпосылкой к фактической эффективности БС. По объекту АВ^з эффективность БС, несмотря на высокую плотность текущих подвижных запасов нефти, для БГС и БВС, соответственно, составила 58,2 и 61,2 %.

С использованием методов расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации для определения эффективности БС производится

анализ выработки запасов нефти по участкам системы разработки объекта, осуществляется расчет радиусов выработки и вытеснения запасов нефти, устанавливаются статистические закономерности между эффективностью БС (дебит нефти, накопленная добыча нефти) и геолого-промысловыми параметрами.

На объекте АВ1.3 по группе из 19 БС, несмотря на высокий отбор от НИЗ (до 90%), на момент их ввода в эксплуатацию, в целом по участкам разработки, получены высокие дебиты нефти, что при единственном использовании такого подхода не позволило их рекомендовать к реализации. Низкие радиусы выработки и вытеснения запасов обусловили эффективность входных дебитов нефти БС на объекте АВЬз в 66 % случаев.

По результатам применения деревьев решений и самоорганизующихся карт Кохонена (методы Data mining), являющихся представителями группы методов установления статистических закономерностей, эффективные входные дебиты нефти БС объекта ABi_3 распознаны в 78,6 и 58,6 % случаев, соответственно.

Таким образом, недостаточная эффективность использования полномасштабной гидродинамической модели для выбора зон применения секторного моделирования обусловлена степенью детальности ее геологической основы, а существующие методы расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации не обеспечивают достаточно точной оценки выработки запасов нефти.

В третьем разделе осуществлен выбор и обоснование технологических параметров для прогнозирования входных дебитов нефти боковых стволов. Построены зависимости фактического входного дебита нефти боковых стволов с различным типом заканчивания и выбранных параметров. Разработана методика экспресс-анализа (прогнозирования) входного дебита нефти боковых стволов.

По объекту АВьз Ватьеганского месторождения для оценки зон ввода 122 БС в эксплуатацию были выделены локальные районы анализа в границах ближайших окружающих добывающих скважин (486 ед.).

По выделенным районам, на момент ввода фактических БС в эксплуатацию, произведен расчет выработки запасов нефти с использованием объемного метода подсчета запасов и метода характеристик вытеснения (Р.И. Медведского, С.Н. Назарова - Н.В. Сипачева, М.И. Максимова, Б.Ф. Сазонова, A.M. Пирвердяна, Г.С. Камбарова).

При оценке выработки запасов нефти (отбора от проектных НИЗ) с использованием объемного метода подсчета запасов нефти в районе размещения БС, по окружающим скважинам не учитываются запасы нефти, вытесненные (вытесняемые) нагнетательными скважинами, возникает «перебор» проектных НИЗ, что особенно характерно для зон стягивания запасов, рисунки 4а и 5а.

It «о

+ Драйоны с отбором проектных НИЗ О Районы без отбора проектных НИЗ О а)

д д

о п

О Л> Ч& д

о ^ і 4 А

У> О г ос А Д Л

ó> & д U

160 140

$ С. 120

Е > 100 5 и' 80 ¡j-

о б)

о о

р и о п

Siso О

о _о OJ

Г JO d3 о о

с йй ...........

0 20 40 60 80 100 120 140 160 ISO 200 Отбор от проектных НИЗ, %

' 20 0

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Текущие потенциально извлекаемые запасы, тыс. т

Рисунок 4 - Области распределения входных дебитов нефти БГС от

отбора проектных НИЗ и текущих потенциально

извлекаемых запасов нефти 100

ЮО 50 О) ш

40 30

S Ю m 0

а) АРайоны с отбором проектных НИВ О Районы без отбора проектных НИЗ

о о о

Sh Л

-п^о О О М oQ...... -О-- &-

Я К so

б) 1

->п tr°

Ч¥г и

_Q_

80 100 120 140 160

10 0

О 50 100 150 200 250 300 350 Текущие потенциально извлекаемые запасы, тыс. т

Отбор от проектных НИЗ, %

Рисунок 5 - Области распределения входных дебитов нефти БВС от отбора проектных НИЗ и текущих потенциально извлекаемых запасов нефти В рамках объемного метода подсчета запасов нефти проектные площади дренирования определены на основании диаграммы Вороного, что определяет поправку «проектные» при расчетах НИЗ.

Метод характеристик вытеснения не позволяет учесть объем остаточных запасов нефти в зонах со стремительным характером обводнения продукции добывающих скважин, в результате чего, несмотря на низкую величину текущих потенциально извлекаемых запасов нефти - 0Р(0, высокие входные дебиты нефти по БС возможны, рисунки 46 и 56.

Проведенный анализ изменения входных дебитов нефти БС относительно состояния выработки запасов нефти на момент их ввода в эксплуатацию позволил установить, что с увеличением отбора от НИЗ входной дебит нефти БС уменьшается, однако, может быть высоким из-за значительной величины 0р(0 в зоне размещения, рисунок 6.

Рисунок 6 - Области изменения входного дебита нефти БС в зависимости от отбора НИЗ и текущих потенциально извлекаемых запасов

На рисунке 6: 0Р(0 и (ЗнизШ, соответственно, суммарная величина текущих потенциально извлекаемых запасов нефти (тыс. т) и отбор от проектных НИЗ (%) по району на момент ввода БС в эксплуатацию; 0„вх -входной дебит нефти БС, т/сут; (2Р(0 , (ЗнизО) _ граничные значения параметров (С?Р(0> О™©), обуславливающие изменение входных дебитов нефти БС относительно границы успешности (С2„вх ).

С увеличением 0Р(0 входной дебит нефти БС увеличивается, однако, высокое значение возможно и при низкой величине 0р(0, в зонах, характеризуемых высокой интенсивностью обводнения и низким отбором рентабельных НИЗ, рисунок 6.

Применение каждого из рассмотренных методов подсчета запасов нефти (объемного метода и метода характеристик вытеснения) на примере объекта АВЬЗ позволило установить, что в зонах с высоким накопленным отбором нефти на момент ввода БС в эксплуатацию, входной дебит нефти БС больше диагностируется величиной (2Р(0, нежели 0„и!(0-

С целью разносторонней оценки выработки запасов нефти в зонах, где предполагается строительство и эксплуатация БС, осуществлено совместное использование рассмотренных методов подсчета запасов нефти относительно границы успешности (эффективного входного дебита нефти), посредством

сформированных условий (1) - (5).

<2Р(0 < 0Р(0", (2„„з(0 < 0„,„(0 *, 0„вх > (2„вх\ (1)

<2Р(0 < (3Р(0*, <2„„3(1) < 0„„,(0 *, д„"х < (2)

с?Р(о < оРа)*, о,„„(о > о„„з(о \ (з„вх < о,г*, о)

оР(1) > оР(о\ о„,„(1) > о„„з(1) *, о„вх > о„вх*, (4)

<2р(1) > 0н„з(1) > 0„„,(0 *, 0„"х < 0„вх*, (5)

где: 0„вх, 0„вх*, 0„„з(0, 0„„з(0 *, Qp(t) и 0р(1)* - тоже, что на рисунке 6.

Условие (1) характеризует случай низкого отбора от проектных НИЗ в совокупности с низким значением фактический входной дебит нефти БС

больше или соответствует границе успешности.

Условие (2) характеризует случай низкого отбора от НИЗ в совокупности с низким значением <2Р(0 для районов с низкой продуктивностью, фактический входной дебит нефти (жидкости) меньше границы успешности.

Условие (3) характеризует случай высокого отбора от проектных НИЗ в совокупности с низким значением 0Р(0, фактический входной дебит нефти БС меньше границы успешности.

Условие (4) характеризует случай высокого отбора от проектных НИЗ в совокупности с высоким значением 0р(0. фактический входной дебит нефти БС больше или соответствует границе успешности.

Условие (5) характеризует случай высокого отбора от НИЗ в совокупности с высоким значением 0р(0, фактический входной дебит нефти (жидкости) меньше границы успешности.

Условия (1) - (5) позволяют описать изменение входного дебита нефти фактических БС в зависимости от отбора проектных НИЗ и текущих потенциально извлекаемых запасов нефти, рисунок 6.

Граничное значение текущих потенциально извлекаемых запасов (0Р(0 ) для БГС и БВС объекта АВьз, соответственно, составило 200 и 100 тыс. т. Граничное значение отбора от проектных НИЗ (<Э„„3(0 *) для БГС и БВС объекта АВю составило в обоих случаях 60 %.

Эффективность распознавания фактических входных дебитов нефти БС посредством условий (1) - (5) на объекте ЛВЬЗ для БГС и БВС, соответственно, составила 91,9 % и 91,7 %.

Для прогнозирования величин входных дебитов нефти БС, общие условия (1) - (5) сведены к двум, исходя из критерия оценки выработки запасов нефти.

ОрЮ < <2р(1)*, <3„м =/(0™ з(0), (6)

ОрСО > 0Р(1)*, (Vх =/(0Р(0), (7)

где 0Р(0, (2НВХ, (2„из(0, 0Р(0* - тоже, что на рисунке бив условиях (1) - (5);/-характеризует изменение входного дебита нефти БС от конкретного параметра оценки выработки запасов нефти.

При суммарной величине (Зр(0 по зоне размещения БС меньше граничного значения аналогичного параметра (0Р(Ч) < (2Р(0 ), критерием оценки выработки запасов нефти является С)шп(1:), условие (6). При выполнении обратного условия (С2Р(0 > 0Р(0*), критерием оценки выработки запасов нефти являются 0р(0, условие (7).

Использование <3Р(0 в качестве критерия деления обусловлено тем, что данным параметром диагностируются фактические входные дебиты нефти большего числа эксплуатируемых на объекте АВ1.3 боковых стволов.

С учетом условий (6) и (7), фактические БС с горизонтальным типом закачивания разделены на две группы: 46 БС на момент ввода в эксплуатацию характеризуются величиной С2Р(0 по зонам их размещения, суммарно по окружающим скважинам, более 200 тыс. т, 40, напротив, менее 200 тыс. т.

Аналогично, фактические БС с наклонным типом закачивания разделены на две группы, а именно, более 100 тыс. т. (12 БС) и менее 100 тыс. т. (24 БС).

На рисунке 7 представлены данные по условию 6 < 200; С2Р(0 < 100 тыс. т) для БС объекта АВ^з.

х 120

I" юо £ &80

«-;60 '§ Ш 40

I 20

m 0

а)

•

и * •

в • % »V с* *

100 Л 90 5 80 X 70 £ 60 Ъ >5°

4 - 40 '§ iá 30 I 20 ? 10

5 О

б)

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100110 Отбор от проектных НИЗ, %

20 40 60 80 100 120 140 160 Отбор от проектных НИЗ, %

Рисунок 7 - Распределение входных дебитов нефти БГС (а) и БВС (б) от отбора проектных НИЗ по районам в рамках условия (6)

На рисунке 8 представлены данные по условию 7 ((ЗрСО > 200; (2р(0 > 100 тыс. т) для БС объекта АВ^з.

I >

160 140 120 100 80 60 40 20 0

О 100 200 300 400 500

Текущие потенциально извлекаемые

100 90 80 70 1 60 ■ 50 ? U 40 1 ¡5 30 I 20

S 10 3 о

б)

О 100 200 300 400 500 Текущие потенциально извлекаемые запасы, тыс. т

запасы, тыс. т

Рисунок 8 - Распределение входных дебитов нефти БГС (а) и БВС (б) от суммарного значения текущих потенциально извлекаемых запасов по районам в рамках условия (7)

Изменение входного дебита нефти БС при относительно одинаковой величине текущих запасов нефти обусловлено различным входным дебитом жидкости, неучет которого определяет низкую текущую связь исследуемых параметров, рисунки 7, 8.

В существующих работах по анализу эффективности БС отмечено, что входной дебит нефти зависит не только от состояния выработки запасов нефти, но и от фильтрационно-емкостных свойств и энергетического состояния пласта,

а также заводнения зоны размещения, для оценки которой используются такие параметры как: текущая и накопленная обводненность, накопленный водонефтяной фактор.

Таким образом, для условий (6) и (7) необходимым является учет входного дебита жидкости, а также степени заводнения для условия (6).

Для оценки параметров, характеризующих заводнение в зоне ввода БС в эксплуатацию, использован метод определения меры соответствия вариации результативного признака (у) и вариации факторного (х), для чего применен коэффициент корреляции Пирсона, средние значения которого для исследуемых параметров представлены в таблице 1. Количественная оценка тесноты связи проведена на основании шкалы Чеддока.

Таблица 1 - Оценка тесноты связи исследуемых параметров

Пары параметров Значение коэффициента Пирсона (г)

О вх_ ш Ч!н "тек 0,249 (теснота связи по шкале Чеддока слабая)

О вх - XV 0,398 (теснота связи по шкале Чеддока умеренная)

С>нвх - внФнак 0,574 (теснота связи по шкале Чеддока заметная)

Примечание: \¥тек, - средние значения текущей и накопленной обводненности по району на момент ввода БС в эксплуатацию, % и д. ед; ВНФ„а1(- накопленный водонефтяной фактор, б/р.

Дополнительно, в рамках оценки связи величин результативного признака со значениями факторного, посредством графического построения линии регрессии, оценена величина достоверности аппроксимации (И2). Наиболее сильной связью характеризуется пара входной дебит нефти -накопленный ВМФ (К для БГС - 0,686; Я для БВС - 0,739).

Для оценки заводнения в рамках условия (6) выбран накопленный водонефтяной фактор.

С учетом критерия оценки выработки запасов нефти - 0„„з(0, входного дебита жидкости БС и накопленного ВНФ, для условия (6), по промысловым данным, построены зависимости, характеризующие связь исследуемых параметров, рисунки 9, 10.

1 0,9 0,8 | 0,7

у 0,6

с? °'5 > 0,4

"х 0,3

о 0,2 0,1 о

Входной дебит жидкости больше грашщы успешности

О ! 1 1

У 9 ГгР

одг

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2,4

Входной дебит жидкости меньше границы успешности

0,4 0,6

О«,„МЛ/0»" * ВНФи„/(31»(тах) а^МЛ/*}«" * ВНФ„а11/С!н«(тах)

Рисунок 9 - Изменение безразмерного дебита нефти фактических БГС от безразмерного параметра оценки района по условию (6)

меньше границы успешности

1 Д.........................т.........Т.........г.........1..........1..........1.....................1...........................1

0,9 Входной дебит жидкости ~ 0,9 1 Входной дебит жидкости

Г больше грашщы успешности л

' 0,2 1............................................................................................................................................с? 0,2

0,1 - '--—— 0,1

О -I----М --I---О

а)"I О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2,4 ППП 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2,4 2,6

О..,(ОД/О*" * ВНФ„„/0Н»(ПК1Х) — ^/^ШФ^Ш^)

Рисунок 10-Изменение безразмерного дебита нефти фактических БВС от безразмерного параметра оценки района по условию (6)

На рисунках 9, 10: Р„вх, (^жвх - входные дебиты нефти и жидкости БС, т/сут; (2„вх(тах) - максимальный входной дебит нефти БС по анализируемой группе условия, т/сут; (ЗнизОО - отбор от проектных НИЗ, д. ед.

В рамках условия (6) строятся две зависимости, ограниченные группой по входному дебиту жидкости: группа, где дебит жидкости больше границы успешности и наоборот. Убывающий характер зависимости обусловлен тем, что с увеличением отбора от НИЗ дебит нефти уменьшается, рисунок 7.

Данные, удовлетворяющие условию (7), ввиду низкой корреляции параметров в явном виде (рисунок 8), разделяются на группы по изменению входного дебита жидкости, рисунки 11, 12. Количество групп выбирается исходя из имеющихся данных и результатов.

(V* е [20-100) т/сут |

0,1 0,2 0,3 0,4

ор(г)/(ажвх *1)

__0,9

¡5 °.<>

5 0,7

Г 0,6

"х 0,3

О 0,2 од о

И0.'

1 0,9 —. 0,8 га 0,7

Л.

8 0,5 С? 0." 0,3

Рисунок 11 - Изменение безразмерного дебита нефти фактических БГС от безразмерного параметра оценки района по условию (7)

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

ар(1)/(ажвх п)

Рисунок 12-Изменение безразмерного дебита нефти фактических БВС от безразмерного параметра оценки района по условию (7)

На рисунках 11, 12: <3„вх, С?жвх - тоже, что и на рисунках 9 и 10; (2„вх(тах) - максимальный входной дебит нефти БС по анализируемой группе условия, т/сут; I - количество суток в первом полном месяце эксплуатации БС, сут.

Для условия (7), характер зависимости (возрастающая или убывающая) определен соотношением между величиной текущих потенциально извлекаемых запасов нефти и входного дебита жидкости БС.

- /

о /

®/

е ^^ -о>

(Vх е [100-150] т/сут I

03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09

арм/(ажвх *1)

----

.....ч

а» •">15 0 т/сут \

О 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06

ар(1)/(ажвх *1)

По объекту АВ^з Ватьеганского месторождения зависимости построены по результатам эксплуатации 113 БС, что составляет 92,6 % от общего количества БС, которые введены в разработку за период с 1997-2011 гг.

Таким образом, построенные для объекта АВ).3 Ватьеганского месторождения зависимости рекомендуется использовать на данном объекте при предварительном выборе зон для эффективной эксплуатации БС и дальнейшего применения секторного геолого-гидродинамического моделирования.

В четвертом разделе представлен алгоритм реализации разработанной методики и результаты апробации на основном эксплуатационном объекте Ватьеганского месторождения. Определено место методики в структуре подхода к обоснованию эффективности применения боковых стволов.

В состав методики входит несколько этапов, краткое описание которых представлено ниже.

1. БС, эксплуатируемые в рамках конкретного объекта разработки, разделяются на две категории, исходя из типа заканчивания (БГС и БВС).

2. Для каждой категории БС, с учетом рентабельности, определяется граница успешности (величина эффективного входного дебита нефти).

3. Посредством применения каждого из методов подсчета запасов (объемного метода и метода характеристик вытеснения) производится анализ состояния выработки запасов нефти по окружающим добывающим скважинам, на момент ввода в разработку эксплуатируемых БС.

4. Для каждой категории БС, с учетом расчетных данных как об отборе НИЗ, так и текущих потенциально извлекаемых запасов, входных дебитов, конкретизируются условия оценки выработки запасов нефти (1) - (5), направленные на установление граничных значений параметров (0Р(0*, (2низ(0 ), обуславливающих изменение входных дебитов нефти реализованных БС относительно заданной границы успешности (ОС ).

5. С учетом граничного значения 0Р(0 , посредством условий (6) и (7), реализованные БС разделяются на две группы, каждая из которых характеризуется своим параметром оценки выработки запасов нефти.

6. Для каждой группы строятся конкретные зависимости входного дебита нефти БС от выбранных параметров, характеризующих зоны ввода в эксплуатацию, рисунки 9-12.

7. На основании построенных зависимостей осуществляется экспресс-анализ (прогнозирование) входного дебита нефти БС, которые планируются к реализации, и принимается решение о целесообразности дальнейшего создания секторной геолого-гидродинамической модели.

Общая схема методики представлена на рисунке 13.

О Использование зависимостей для прогнозирования входных дебитов нефти планируемых к реализации БС Вывод 0 целесообразности применения секторной модели

£)"( шах)

= /

Отб.НИЗт

ЙГ

ЙГ(тах)

Я1*ВНФ,Ш

(Г1 (тах)

аР(і)<аР(і)*,ан"=/(ц„ИЇ(і))

О-М > СШ*, Ц„»=/IQ.lt))

Распознавание величин входных дебитов нефти БС

Определение входных

дебитовнефти БС относительно границы успешности

<5РМ < а„м*, ани,м < аииді)*, а„-> о,— су») < аРИ)*, ани,(ї) 5 ани,(і)*, «„■" аР(<) < а„(Г, а„й,(1) > аии,(і)*, а„"< о„"* су») > су»)*, о,и,(1) > а„„,(і)*, о„-*> о»-** суч > ор(«)*, о„и,(і) > а„„,(і)\ а„" < а.-" О

горизонтальным тип заканчивания

наклонный тип заканчивания

граница успешности

(СУХ*)

граница успешности (0„,х*)

Объемный метод подсчета запасов

Метод характеристик вытеснения

Рисунок 13 - Схема методики экспресс-анализа (прогнозирования) входного дебита нефти боковых стволов

Разработанная методика использована для прогнозирования входного дебита нефти БС на объекте АВ[_3 Ватьеганского месторождения. По результатам применения разработанной методики, приняты решения о достоверности зон локализации текущих подвижных запасов нефти, выявленных с использованием полномасштабной гидродинамической модели объекта и потенциальной эффективности размещения в них 8 БС из аналогичного количества скважин-кандидатов.

Созданные секторные геолого-гидродинамические модели участков объекта АВ1.3 позволили произвести расчеты технологических показателей разработки и подтвердить эффективность эксплуатации запланированных БС.

По результатам фактического ввода в эксплуатацию 5 БС установлено соответствие фактических входных дебитов нефти расчетным, полученным на основании применения разработанной методики, в пределах 82-99 % (при среднем значении в 87,8 %).

Разработанная методика, дополнительно к результатам полномасштабной гидродинамической модели объекта разработки, позволяет оценить эффективность выбора зон для эксплуатации БС и целесообразность дальнейшего применения секторного геолого-гидродинамического моделирования. Задачей разработанной методики является оперативный подбор скважин-кандидатов для эффективной реализации БС, что обуславливает применение секторных моделей только на тех участках, где они действительно необходимы.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что использование полномасштабной гидродинамической модели объекта разработки не является достаточным для выбора зон (участков) применения секторного геолого-гидродинамического моделирования.

2. Существующие методы расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации, применяемые для дополнительного анализа зон ввода боковых стволов в эксплуатацию, имеют недостаток в оценке выработки запасов нефти, что обуславливает недостаточную эффективность применения методик, в рамках которых они используются.

3. Показано, что отдельное использование только объемного метода подсчета запасов нефти или только метода характеристик вытеснения, не обеспечивает достаточно точной оценки выработки запасов нефти в зонах, где предполагается строительство и эксплуатация боковых стволов.

4. Разработана методика экспресс-анализа (прогнозирования) входных дебитов нефти боковых стволов с различным типом заканчивания, основанная на построенных зависимостях дебита нефти и выбранных параметров (отбор от НИЗ, текущие потенциально извлекаемые запасы нефти, входной дебит жидкости, накопленный водонефтяной фактор).

5. Разработанная методика применена для обоснования эффективности эксплуатации 8 боковых стволов с горизонтальным типом заканчивания на объекте ABi_3 Ватьеганского нефтяного месторождения. Дополнительная добыча нефти составит 353,9 тыс. тонн, что соответствует увеличению прогнозного КИН по объекту на 0,25 %.

На основании апробации на объекте AB i_3 Ватьеганского месторождения, разработанная методика рекомендуется к экспериментальному исследованию на схожих по геологическому строению и системе разработки эксплуатационных объектах ТПП «Лангепаснефтегаз» и ТПП «Покачевнефтегаз».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Еленец A.A. Анализ выработки запасов нефти многопластового эксплуатационного объекта / Е.И. Кашинцев, A.A. Еленец, Р.И. Фазлуллин, Н.Д. Реунова// Наука и ТЭК. - 2011. - № 2. - С. 23-31.

2. Еленец A.A. Критерии оценки выработки запасов нефти, влияющие на выбор участка для секторного геолого-гидродинамического моделирования в рамках проектирования боковых стволов на примере объектов Ватьеганского месторождения / A.A. Еленец, И.А. Дергунов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - № 4. - С. 50-65.

3. Еленец A.A. Планирование бурения вторых стволов на основе комплексного сочетания методов геолого-гидродинамического моделирования и статистической обработки данных / A.A. Еленец, И.А. Дергунов // Территория Нефтегаз. - 2011. - № 8. - С. 64-70.

4. Еленец A.A. Подход к повышению качества планирования реконструкций скважин методом зарезки боковых стволов / A.A. Еленец, Е.И.

Кашинцев // Материалы XI конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 15-летию ООО «КогалымНИПИнефть»: Сб. науч. тр. -Шадринск, 2011. - С. 250-277.

5. Еленец A.A. Планирование бурения вторых стволов на поздней стадии разработки нефтяного месторождения // Нефть и газ Западной Сибири: материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию ТюмГНГУ. Т. 1. - 2011. - С. 194-197.

6. Еленец A.A. Комплексное обоснование выбора потенциальных зон для бурения вторых стволов в рамках совершенствования системы разработки эксплуатационного объекта АВ^з Ватьеганского нефтяного месторождения / A.A. Еленец, Е.И. Кашинцев // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: сб. докл. третьей науч.-практ. конф. - Шадринск: Изд-во ОГУП «Шадринский дом печати», 2012. -С. 324-331.

7. Еленец A.A. Оценка потенциальной зоны бурения второго ствола с горизонтальным типом заканчивания в рамках предварительного этапа проектирования / A.A. Еленец, М.Р. Дулкарнаев, В.А. Коротенко // Территория Нефтегаз. - 2012. - № 3. - С. 50-54.

8. Еленец A.A. Прогнозирование эффективности эксплуатации боковых стволов / A.A. Еленец, В.А. Коротенко // Наука и ТЭК. - 2012. -№ 6. - С. 25-34.

Соискатель

A.A. Еленец

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 15.10.2012 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 123.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД№ 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Еленец, Александр Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ПО ВЫБОРУ ЗОН ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ.

1.1 Целесообразность строительства и эксплуатации боковых стволов.

1.2 Особенности планирования боковых стволов.

1.2.1 Выбор интервалов проводки и вторичного вскрытия.

1.3 Полномасштабное гидродинамическое моделирование объекта разработки.

1.4 Выбор зон для расположения боковых стволов.

1.4.1 Определение радиусов охвата воздействием разработки пласта добывающими скважинами.

1.4.2 Определение радиусов выработки и вытеснения запасов нефти пласта добывающими и нагнетательными скважинами.

1.4.3 Регрессионно-корреляционный анализ.

1.4.4 Нелинейный анализ и прогноз эффективности применения боковых стволов (методы Data mining).

1.4.5 Метод классификационных схем.

1.5 Классификация существующих методов по выбору зон для расположения боковых стволов.

1.6 Аналитические формулы для расчета дебита жидкости боковых стволов.

Выводы по разделу 1.

2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ПО ВЫБОРУ ЗОН ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ.

2.1 Анализ эффективности применения боковых стволов на основном эксплуатационном объекте Ватьеганского нефтяного месторождения.

2.1.1 Геолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта АВ1.3.

2.1.2 Целесообразность применения боковых стволов на эксплуатационном объекте ABi3.

2.1.3 Анализ эффективности применения боковых стволов на эксплуатационном объекте ABi3.

2.2 Анализ применения существующих методов по выбору зон для расположения боковых стволов.

2.2.1 Применение полномасштабной гидродинамической модели для определения эффективности боковых стволов.

2.2.2 Применение методов расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации для определения эффективности боковых стволов.

Выводы по разделу 2.

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗА «ВХОДНЫХ» ДЕБИТОВ НЕФТИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ.

3.1 Использование методов оценки выработки запасов нефти для анализа «входных» дебитов нефти боковых стволов.

3.1.1 Боковые стволы с горизонтальным «окончанием».

3.1.2 Боковые стволы с наклонным «окончанием».

3.2 Использование методов оценки выработки запасов нефти для прогнозирования «входных» дебитов нефти боковых стволов.

3.2.1 Боковые стволы с горизонтальным «окончанием».

3.2.2 Боковые стволы с наклонным «окончанием».

Выводы по разделу 3.

4. АПРОБАЦИЯ РАЗРАБОТАННОЙ МЕТОДИКИ.

4.1 Алгоритм реализации разработанной методики для прогноза «входных» дебитов нефти боковых стволов.

4.2 Комплексный подход к обоснованию зон для расположения боковых стволов.

4.3 Апробация разработанной методики на объекте ABi3 Ватьеганского нефтяного месторождения.

4.3.1 Анализ фактической эффективности боковых стволов, построенных на основании авторских рекомендаций.

Выводы по разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов"

Актуальность проблемы

К настоящему моменту времени большинство крупных месторождений Западной Сибири вступило в позднюю стадию разработки, которая характеризуется значительной выработкой начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ), высокой обводненностью продукции и большим числом неработающих скважин. Для наиболее полной выработки остаточных запасов и поддержания стабильного уровня добычи нефти месторождений применяют методы повышения нефтеотдачи. В работах [1-3] отмечено, что в суммарном объеме накопленной добычи нефти, за счет методов повышения нефтеотдачи пластов, основная часть приходится на физические методы - в основном, боковые стволы (БС) и гидроразрыв пласта (ГРП).

Обводнение продукции добывающих скважин, чаще всего, опережает выработку запасов нефти в зоне их отбора. В таких случаях, одним из эффективных методов доизвлечения запасов, является бурение БС, позволяющих дополнительно сократить высокообводненный фонд добывающих скважин, тем самым обеспечить предпосылку к достижению утвержденного на Государственном балансе значения коэффициента извлечения нефти (КИН).

От успешности начального выбора скважин-кандидатов для строительства БС, зон и интервалов продуктивного пласта для их ввода в эксплуатацию, зависит целесообразность создания секторных геолого-гидродинамических моделей и состоятельность всей работы по анализу и обоснованию эффективности реализации БС.

Цель работы

Основные задачи исследования

1. Обзор и анализ существующих методов по выбору зон для эффективной эксплуатации боковых стволов.

2. Выбор и обоснование технологических параметров для прогнозирования «входных» дебитов нефти боковых стволов.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются результаты эксплуатации боковых стволов; предметом - прогноз «входных» дебитов нефти боковых стволов с различным «окончанием».

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснованы условия выбора зон для размещения боковых стволов на нефтяных месторождениях, характеризуемых поздней стадией разработки.

2. Теоретически установлена необходимость совместного использования объемного метода подсчета запасов и метода характеристик вытеснения для оценки выработки запасов нефти в локальных зонах расположения боковых стволов.

3. Разработана методика экспресс-анализа (прогнозирования) «входных» дебитов нефти боковых стволов с различным «окончанием», основанная на зависимостях дебита нефти и выбранных параметров (отбор от начальных извлекаемых запасов нефти, текущие потенциально извлекаемые запасы нефти, «входной» дебит жидкости, накопленный водонефтяной фактор). Представлен алгоритм, для реализации которого применяются программные продукты: Isoline, АРМ PPM, MS Excel.

Практическая ценность и реализация

Разработанная методика прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов рекомендована к использованию перед созданием секторной геолого-гидродинамической модели, что способствует повышению обоснованности выбора зон для размещения боковых стволов. С ее использованием обоснована эффективность эксплуатации 8 боковых стволов с горизонтальным «окончанием» на объекте АВ1.3 Ватьеганского месторождения. Дополнительная добыча нефти составит 353,9 тыс. т., что соответствует приросту КИН по объекту на 0,25 %.

По результатам фактической эксплуатации 5 запланированных боковых стволов получен средний «входной» дебит нефти в 44 т/сут.

Проведенный анализ фактической эффективности реализованных БС позволил установить, что их эксплуатация обеспечила прирост среднесуточной добычи нефти при отсутствии значительного снижения динамических уровней окружающих добывающих скважин, что стало возможным за счет вовлечения в разработку ранее слабодренируемых остаточных подвижных запасов нефти объекта ABi3 Ватьеганского месторождения.

При цене за 1 тонну нефти в 8,7 тыс. рублей и стоимости USD в 30,9 руб., прибыль от реализации 8 БС по базовому варианту составит 1,6 млрд. рублей. При снижении цены на нефть на 30 % и увеличении налога на прибыль на 20 % прогнозный показатель, соответственно, составил 1,1 и 1,5 млрд. рублей.

Основные защищаемые положения

1. Обоснование зон размещения боковых стволов на нефтяных месторождениях, характеризуемых поздней стадией разработки.

2. Методика совместного использования характеристик вытеснения и объемного подсчета запасов нефти для обоснования зон расположения боковых стволов.

3. Методика экспресс-анализа (прогнозирования) «входных» дебитов нефти боковых стволов с различным «окончанием».

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Еленец, Александр Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

4. Разработана методика экспресс-анализа (прогнозирования) «входных» дебитов нефти боковых стволов с различным «окончанием», основанная на зависимостях дебита нефти и выбранных параметров (отбор от начальных извлекаемых запасов нефти, текущие потенциально извлекаемые запасы нефти, «входной» дебит жидкости, накопленный водонефтяной фактор).

5. Разработанная методика применена для обоснования эффективности эксплуатации 8 боковых стволов с горизонтальным «окончанием» на объекте АВ1.3 Ватьеганского нефтяного месторождения. Дополнительная добыча нефти составит 353,9 тыс. тонн, что соответствует увеличению прогнозного КИН по объекту на 0,25 %.

На основании апробации на объекте АВ1.3 Ватьеганского месторождения, разработанная методика рекомендуется для прогнозирования «входных» дебитов нефти боковых стволов на схожих по геологическому строению объектах разработки нефтяных месторождений Западной Сибири (Кечимовское, Покачевское, Нивагальское, Лас-Еганское и др.).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Еленец, Александр Александрович, Тюмень

1. Медведев Н.Я. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Н.Я. Медведев, А.Г. Малышев, В.П. Сонич // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 58-62.

2. Мандрик И.Э. Об особенностях гидродинамического моделирования методов увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов / И.Э. Мандрик, В.В. Гузеев , В.Р. Сыртланов // Вестник ЦКР Роснедра. 2010. - №4. -С. 12-17.

3. Постановление Президиума ВАС РФ от 01.02.2011 № 11495/10 по делу № А40-7640/09-115-26.

4. Кашинцев Е.И. Анализ выработки запасов нефти многопластового эксплуатационного объекта / Е.И. Кашинцев, A.A. Еленец, Р.И. Фазлуллин, Н.Д. Реунова // Наука и ТЭК. 2011. - №2. - С. 23-31.

5. Леванова Е.М. Ретроспективный анализ процесса выработки запасов нефти девонских отложений по объекту Ромашкинского месторождения // Нефтегазовое дело. 2011. - № 2. - С. 438-447.

6. Дополнение к проекту разработки Ватьеганского месторождения // Протокол ЦКР Роснедра от 22.12.2009 №4790.

7. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. 255 с.

8. Шенбергер В.М. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, И.С. Матиешин, A.B. Кустышев. Тюмень: «ТюмГНГУ», 2007. - 496 с.

9. Кузьмина С.С. Комплексный подход к планированию и проведению бурения боковых стволов в ООО «PH-Юганскнефтегаз» / С.С. Кузьмина, C.B. Филиндаш, Е.И. Родионов, О.Б. Хамитов // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 11. - С. 28-30.

10. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -нефтеотдача». М.: «Грааль», 2002. - 314 с.

11. Абасов М.Т. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу / М.Т. Абасов, С.Н. Закиров С.Н // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 9. - С. 90-92.

12. Закиров И.С. Соотношение числа горизонтальных и вертикальных скважин при определении плотности сетки скважин / И.С. Закиров, И.В. Владимиров // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 8. - С. 66-67.

13. Лысенко В.Д. О плотности сетки горизонтальных и вертикальных скважин // Нефтепромысловое дело. 2006. - № 8. - С. 20-22.

14. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 639 с.

15. Сонич В.П. Новые данные изучения полноты вытеснения нефти водой / В.П. Сонич, С.Л. Барков, М.Ф. Печеркин, Г.А. Малышев. М.: «ВНИИОЭНГ», 1997. - 33 с.

16. Юсупов И.Г. Восстановление бездействующих скважин зарезкой вторых стволов в ОАО «Татнефть» / И.Г. Юсупов, Р.Г. Габдуллин, М.Ф. Асадуллин, З.Р. Салахова, Р.Г. Фархутдинов, A.M. Идиятуллин // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 2. - С. 53-56.

17. Кудинов В.И. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть» /

18. B.И. Кудинов, В.А. Савельев, Е.И. Богомольный, Б.М. Сучков // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 5. - С. 17-20.

19. Кудинов В.И. Новые технологии повышения добычи нефти / В.И. Кудинов, Б.М. Сучков. Самара: «Кн. Изд-во», 1998. - 368 с.

20. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учеб. пособие. -Казань: Изд-во «Фзн» Академии наук РТ, 2005. 688 с.

21. Валеев М.Д. Особенности выбора участков для бурения боковых горизонтальных стволов скважин на месторождениях Западной Сибири / М.Д. Валеев, Я.В. Легаев // Бурение и нефть. 2008. - №3. - С. 12-13.

22. Грачев С.И. Оптимальный профиль продуктивной части скважины в условиях доминантной латеральной неоднородности / С.И. Грачев, A.B. Стрекалов, И.А. Дергунов // Наука и ТЭК. 2011. - № 7. - С. 13-17.

23. Грачев С.И. Определение оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой / С.И. Грачев, К.О. Каширина, А.П. Телков // Нефтепромысловое дело. -2008,-№8.-С. 18-22.

24. Галиуллин М.М. Современные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами / М.М. Галиуллин, М.А. Азаматов, В.А. Вдовин // Георесурсы. 2010. - № 1. - С. 11-17.

25. Владимиров И.В. Оптимальное применение горизонтальных стволов скважин в разработке контактных водонефтяных зон месторождений нефти / И.В. Владимиров, О.П. Торопчин, С.А. Кротов // Нефтепромысловое дело. 2009. -№ 11. - С. 15-20.

26. Климов М.Ю. Особенности разработки месторождений системой многоствольных горизонтальных скважин. Практический опыт / М.Ю. Климов, JIM. Гапонова, А.Г. Еськов // Бурение и нефть. 2008. - № 11. - С. 40-43.

27. Баранов В.Е. Прикладное моделирование пласта: Учеб. пособие / В.Е. Баранов, С.Х. Куреленков, JI.B. Шевелева. Томск: «ТПУ», 2011. - 103 с.

28. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. пособие. М.: ОАО Издательство «Недра», 1998. - 365 с.

29. Мулявин С.Ф. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений: Учеб. пособие. Тюмень: «ТюмГНГУ», 2009. - 204 с.

30. Батурин А.Ю. геолого-технологическое моделирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Изд. «ВНИИОЭНГ», 2008.- 111 с.

31. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: «ВНИИнефть», 2007. - 96 с.

32. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений . М.: «ВНИИнефть», 2000. - 70 с.

33. Сыртланов В.Р. Некоторые аспекты геолого-гидродинамического моделирования крупных месторождений для проектирования и мониторинга разработки / В.Р. Сыртланов, Н.И. Денисов, Ф.С. Хисматуллина // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 5. - С. 70-74.

34. Сыртланов В.Р. Опыт применения гидродинамического моделирования при мониторинге разработки месторождений / В.Р. Сыртланов, Д.М. Майсюк, Е.В. Лебедева // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 2. - С. 54-57.

35. Иванов С.А. О некоторых аспектах проектирования боковых стволов с горизонтальным окончанием / С.А. Иванов, Д.М. Клейдман // Нефть. Газ. Новации. 2010. - № 6. - С. 17-21.

36. Щетинин A.C. Обоснование зарезки боковых стволов на основе секторных моделей / A.C. Щетинин, Н.С. Щетинина, Ю.В. Ляндрес // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. Томск: «ТПУ», 2009. - С. 494-496.

37. Дмитриев А.Ю. Методика оценки возможности и целесообразности восстановления бездействующих скважин бурением из них дополнительных стволов / А.Ю. Дмитриев, П.С. Чубик, Л.Б. Абакумов // Нефтегазопромысловое дело. 2000. - № 10. - С. 13-17.

38. Деева Т.А. Формирование и планирований ГТМ: Учеб. пособие / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Молодых. Томск: «ТПУ», 2011.- 199 с.

39. Токарева Т.В. Опыт и эффективность бурения, эксплуатации боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтегазовое дело. 2011. - № 2. - С. 457-468.

40. Демиденко В.В. Линейная и нелинейная регрессия. М.: «Финансы и статистика», 1981. - 302 с.

41. Крамер В.Г. Математические методы статистики. М.: «Мир», 1975.-485 с.

42. Внучков И.М. Прикладной линейный регрессионный анализ. М.: «Финансы и статистика», 1987. - 240 с.

43. Анализ эффективности выполненных операций по бурению вторых стволов и ГРП объектов АВ1.3, АВ8: Информационный отчет о НИР / ЗАО «КОНКОРД»; Руководитель О.Н. Пичугин. Москва, 2008. - 176 с.

44. Quinlan R. С4.5 Programs for Machine Learning. Morgan Kaufmann, San Mateo, California, 1993.

45. Breiman L. Random Forests. Machine Learning, Vol. 45, P. 5-32, 2001.

46. Dietterich T.G. An Experimental Comparison of Three Methods for Constructing Ensembles of Decision Trees: Bagging, Boosting, and Randomization. Machine Learning, vol. 40, P. 139-157, 2000.

47. Kohonen T. Self-organizing Maps (2-nd edition), Springer, 1997

48. Серебренников И.В. Разработка экспресс-метода выбора скважин для проведения работ по ограничению водопритоков: Автореф. дис . канд. техн. наук: 25.00.17. Тюмень, 2008. - 141 с.

49. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М.: «ГОСТЕХИЗДАТ», 1947 г. - 244 с.

50. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М.: «ГОСТОПТЕХИЗДАТ», 1963. - 378 с.

51. Баренблатт Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. М.: «Недра», 1984. - 211 с.

52. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. - 736 с.

53. Басниев К.С. Подземная гидромеханика / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. М.: «Недра», 1993. - 416 с.

54. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: «Институт компьютерных исследований». - 2002. - 140 с.

55. Joshi S.D. Основы технологии горизонтальной скважины (Horizontal well tecnology) (пер.с англ. Будникова В.Ф. и др.). Краснодар: из-во «Советская Кубань», 2003. - 423 с.

56. Брехунцов A.M. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин / A.M. Брехунцов, А.П. Телков, В.К. Федорцов . Тюмень: ОАО «СибНАЦ». - 2004. - 290 с.

57. Телков А.П. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи / А.П. Телков, С.И. Грачёв и др. Тюмень: ООО «НИПИКБС-Т». - 2001. - 460 с.

58. Кутасов Н.М. Новый метод определения совершенства вскрытия пласта. MultiSpectrum Technologies Santa Monica, Calif.

59. Евченко B.C. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами / B.C. Евченко, Н.П. Захарченко, Я.М. Каган и др. М.: «Недра», 1986. - 281 с.

60. Joshi S.D. Angmentation of well productivity with stant and horizontal well. J. of Petrol. Techn. June, 1988. P. 729 -739.

61. Борисов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков. М.: «Недра», 1964. - 154 с.

62. Renard, G.I., Dupuy, J.M. Influence of Formation Damage on the Flow Efficiency of Horizontal Wells // paper SPE 19414, presented at the Formation Damage Control Symposium, Lafayette, Louisiana. 1990/- February 22-23.

63. Folefac A.N., Archer J.S. Modeling of horizontal well. Performance to provide insight in coning control // Тезисы докладов на 5-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи. Будапешт, 25-27 апреля 1989. - С. 683-694.

64. Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин. М.: «Недра», 1997. - 618 с.

65. Пичугин О.Н. Оптимизация разработки месторождений на основе бурения боковых стволов. Концепция, методика, инструментарий / О.Н. Пичугин, C.B. Никифоров, A.C. Шубин, И.Н. Санников, В.В. Богданова // Интервал. 2008. - № 7. - С. 38-45.

66. L. Guan, SPE, Texas A&M U., Y. DU, SPE, New Mexico Institute of Mining and Technology, and L. Li, U. of Houston. Wavelets in Petroleum Industry: Past, Present and Future. SPE 89952, 2004.

67. Понамарев А.Г. Исследование эффективности систем разработки при заводнении зонально-неоднородных пластов: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.17. Москва, 1978. - 162 с.

68. Никифоров С.В. Оптимизация систем разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации: Дис. . канд. техн. наук. Тюмень, 2006. 158 с.

69. Лисовский H.H. Структурный анализ как метод локализации запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений / H.H. Лисовский, Л.С. Бриллиант, A.C. Шубин, М.А. Антипин, А.П. Девятков // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 3. - С. 49-53.

70. Амелин И. Д. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник. Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана / И.Д. Амелин, В.А. Бадьянов, Б.Ю. Вендельштейн и др. М.: «Недра», 1989.-270 с.

71. Бжицких Т.Г. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа. -Томск: «ТПУ», 2011. 263 с.

72. Скворцов A.B. Триангуляция Делоне и ее применение. Томск: изд-во Томского университета, 2002. - 128 с.

73. Низаев Р.Х. Развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе геолого-технологического моделирования: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.17. Бугульма, 2010. - 223 с.

74. Еленец A.A. Планирование бурения вторых стволов на основе комплексного сочетания методов геолого-гидродинамического моделирования и статистической обработки данных / A.A. Еленец, И.А. Дергунов. // Территория Нефтегаз. 2011. - № 8. - С. 64-70.

75. Бадьянов В.А. Методы прогнозирования коэффициентов охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений // Нефть и газ Тюмени. 1971. - № 9. - С. 38-42.

76. Хасанов М. Оценка извлекаемых запасов нефти на основе феноменологических моделей / М. Хасанов, Н. Карачурин, Е. Тяжев // Вестник инжинирингового цента ЮКОС. 2001. - № 2. - С. 3-7.

77. Камбаров Г.С. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения / Г.С. Камбаров, Д.Г. Алмамедов, Т.Ю. Махмудова // АНХ. 1974. - № 3. - С. 22-23.

78. Пирвердян A.M. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов / A.M. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен // АНХ. 1970. - № 11. - С. 19-22.

79. Назаров С.Н. Методика прогнозирования технологических показателей поздней стадии разработки нефтяных залежей / С.Н. Назаров, Н.В. Сипачев // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газа. 1972. - №10. - С. 41-45.

80. Казаков A.A. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой // РНТС Нефтепромысловое дело. М.: «ВНИИОЭНГ». - 1976. - С. 5-7.

81. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой // Геология нефти. 1959. - №3. - С. 42-48.

82. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М.: «Недра», 1973. - 423 с.

83. Медведский Р.И. Универсальный закон изменения дебита скважин в период его падения // Технико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири, тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1987. - С. 26-35.

84. Токарев М.А. Анализ эффективности применяемых методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки: Учеб. пособие для вузов / М.А. Токарев, Э.Р. Ахмеров, A.A. Газизов, И.З. Денисламов. Уфа: Изд-воУГНТУ, 2001.-115 с.

85. Савельев В.А. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи: Учеб. пособие для вузов / В.А. Савельев, М.А. Токарев, A.C. Чинаров. Ижевск: Удмуртский университет, 2008. - 147 с.

86. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений -М.: ВНИИнефть, 2001. 60 с.

87. Еленец A.A. Оценка потенциальной зоны бурения второго ствола с горизонтальным типом заканчивания в рамках предварительного этапа проектирования / A.A. Еленец, М.Р. Дулкарнаев, В.А. Коротенко // Территория Нефтегаз. 2012. - № 3. - С. 50-54.

88. Лялин B.C. Статистика и практика в Excel: Учеб. пособие / B.C. Лялин, И.Г. Зверева, Н.Г. Никифорова. М.: «Финансы и статистика», 2010. - 448 с.

89. Кремлев А.Г. Математика. Раздел «Статистика»: Учеб. Пособие. -Екатеринбург: Изд-во УрГЮА, 2001. 140 с.

90. Еленец A.A. Прогнозирование эффективности эксплуатации боковых стволов / A.A. Еленец, В.А. Коротенко // Наука и ТЭК. 2012. - №6. -С. 25-34.

91. Еленец A.A. Планирование бурения вторых стволов на поздней стадии разработки нефтяного месторождения // Нефть и газ Западной Сибири: материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию ТюмГНГУ. Т. 1. 2011. - С. 194-197.

Информация о работе

Еленец, Александр Александрович
кандидата технических наук
Тюмень, 2012
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы