Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Реактивизация разработки многопластового нефтяного месторождения на поздней стадии эксплуатации

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Реактивизация разработки многопластового нефтяного месторождения на поздней стадии эксплуатации"

На правах рукописи

НУРИСЛАМОВ НАИЛЬ БАШИРОВИЧ

РЕАКТИВИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма — 2005г.

Работа выполнена в Закрытом Акционерном Обществе «РИТЭК-Внедрение»

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Дияшев Расим Нагимович

доктор технических наук, с. н. с.

Фазлыев Рабис Тимерханович

кандидат технических наук Янгуразова Зумара Ахметовна

Ведущая организация Закрытое Акционерное Общество «Геология».

Защита состоится «30» июня 2005г в 15 30 часов на заседании диссертационно!о совета Д 222.018.01. в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан «26» мая 2005г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук, с.н.с. ^(^Уб^ Р.З. Сахабутдинов

9ЯЛ-

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Большинство крупнейших месторождений России (Ромашкинское, Мамонтовское, Мухановское, Арланское, Федоровское, Самотлорское и др.) находятся на стадии истощения активных запасов. Анализ динамики добычи нефти по зрелым месторождениям показывает, что по большинству из них наблюдается пикообразный характер: сначала интенсивный рост добычи, некоторая стабилизация, далее резкое снижение темпов, падение добычи и выход на стабильный уровень со снижением рентабельности из-за увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти.

Типичный недостаток систем разработки старых многопластовых месторождений с применением заводнения как метода вытеснения, заключается в том, что в них не предусмотрен дифференцированный подход к выбору способа воздействия на запасы различных групп коллекторов.

Проблема активизации или реактивизации разработки низкорентабельных старых месторождений становится все более актуальной из-за уменьшения открытий новых крупных объектов. Растет число опубликованных работ по этой проблеме, в которых излагаются философия вопроса, геолого-технологические решения и методы их реализации, экономика.

Оживление разработки старых месторождений предусматривает решение отдельных узловых вопросов этой сложной проблемы: восстановление материалов геофизических исследований скважин, выполненных на ранних этапах освоения месторождения, устранение неопределенности и противоречий в базе промысловой информации и т.д.

Одним из основных проблем поздней стадии разработки многопластового месторождения нефти является выявление мест сосредоточения остаточных извлекаемых промышленных запасов нефти и обеспечение их геолого-техническими мероприятиями с целью максимальной выработки.

Таким образом, применение существующих и создание новых технологических решений для выявления остаточных запасов нефти, количества и формы их распределения и их эффективной добычи при оправданных экономических показателях представляет логическое продолжение работ на старых месторождениях.

Цель работы - Создание методов повышения эффективности разработки многопластового месторождения нефти поздней стадии эксплуатации и их реализация на примере продуктивных отложений горизонта Д! III блока Павловской площади, включающее переинтерпретацию первичного геофизического материала, переоценку начальных извлекаемых запасов, анализ состояния разработки, выявление участков сосредоточения остаточных извлекаемых запасов, разработка мероприятий, направленных на вовлечение этих запасов в процесс дренирования, и анализ эффективности выполненных работ.

Основные задачи работы.

1. Исследование и обобщение существующих технологий вовлечения в разработку извлекаемых запасов нефти на старых месторождениях на основе изучения мирового опыта по реактивизации их выработки, а также обзора опубликованных работ, характеризующих степень выработанности запасов нефти на старых месторождениях России.

2. Анализ состояния разработки пластов Д! III блока Павловской площади за период 1990-1996г.г и уточнение геологической характеристики продуктивных отложений по результатам переинтерпретации первичного геофизического материала; основных параметров пластов, расчлененности, толщин и их неоднородности с целью переоценки начальных запасов.

3. Построение и адаптация постоянно действующей геолого-технологической модели изучаемого объекта.

4. Изучение механизма и условий формирования участков остаточных запасов нефти в послойно и зонально неоднородных коллекторах.

5. Анализ и уточнение структуры остаточных запасов III блока с применением ПДГТМ.

6. Обоснование и выбор мероприятий по реактивизации разработки блока для выявленных участков остаточных запасов нефти.

7. Анализ технико-экономической эффективности реализации технологии реактивизации разработки Ш блока за период с 1997 -2004г. г.

8. Прогноз технологических показателей при реактивизации разработки III блока на основе постоянно действующей геолого-технологической модели.

Методы решения задач. Поставленные задачи решались на основе геолого-промыслового анализа состояния разработки III блока с применением геолого-технологической модели, построенной с использованием материалов переинтерпретации и оцифровки первичного геофизического материала и другой уточненной информации по III блоку Павловской площади.

Научная новизна работы. Основные научные результаты заключаются в следующем:

1. Установлено, что по мировому опыту реактивизация разработки месторождений нефти, находящихся на поздней стадии эксплуатации, при условии детального и комплексного их изучения на основе современных достижений геологической и геофизической науки является потенциальным источником для прироста извлекаемых запасов неф ж.

2. На примере III блока Павловской площади обоснован комплекс геологопромысловых и геофизических исследований с последующим построением ПДГТМ месторождения нефти на поздней стадии разработки с целью определения участков невыработанных извлекаемых запасов нефти в неоднородных коллекторах.

3. Обоснован и реализован комплекс технологий, направленных на реактивизацию разработки III блока путем вовлечения выявленных

остаточных запасов, позволивших за 8 лет добыть нефти более 6% от накопленной на начало реактивизации.

4. Разработаны и внедрены новые технологии и устройства: для обработки призабойных зон коллекторов нагнетательных и добывающих скважин на принципах знакопеременного воздействия, способствующие сохранению и восстановлению начальной продуктивности пластов; для отключения пластов друг от друга; для регулирования закачки жидкости по пластам. Новые разработки защищены патентами РФ №2159326 CI Е 21 В 43/25, №2233377 С1 7 Е 21 В 43/25, №2236557 С1 7 Е 21 В 33/12 29/00, №42858 Е 21 В 43/20.

Основные защищаемые положения

1. Месторождения нефти, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, при условии детального и комплексного их доисследования на основе современных достижений геологической и геофизической науки, построения ПДГТМ являются потенциальными объектами для прироста извлекаемых запасов нефти.

2. Основными источниками прироста запасов нефти многопластовых месторождений на поздней стадии эксплуатации являются пропущенные нефтенасыщенные интервалы в продуктивной части разреза, слабо или совсем не охваченные разработкой; целики нефти и зоны повышенной нефтенасыщенности, сформировавшиеся в процессе разработки.

3. Анализ и уточнение структуры остаточных запасов нефти III блока Павловской площади по пластам и по группам коллекторов, как основа для применения существующих и новых технологических решений с целью восстановления активного периода разработки блока.

4. Разработка и реализация адресных геолого - технических мероприятий, направленных на выработку выявленных остаточных запасов нефти различных групп коллекторов на примере III блока Павловской площади, позволяют реактивизировать процесс разработки месторождений находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Достоверность полученных результатов обеспечивалась за счет применения современных методов моделирования, анализа и апробации результатов при реактивизации разработки III блока Павловской площади.

Практическая значимость. Основные теоретические решения доведены до промышленной реализации. В результате доисследования III блока Павловской площади с использованием постоянно действующей геолого-технологической модели с целью выявления остаточных извлекаемых запасов и вовлечения их в разработку произошло приращение запасов нефти. Результаты намеченной программы реактивизации разработки блока за счет снижения обводненности добываемой продукции увеличения и стабилизации уровня добычи нефти и увеличения темпов отборов позволили существенно улучшить технико-экономические показатели разработки блока. Установлено, что организация индивидуальных источников нагнетания посредством внедрения МБКНС является решением проблемы оперативного управления процессами заводнения при изменении направлений фильтрационных потоков. Выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельные объекты разработки и организация индивидуальной системы воздействия на их запасы способствует максимальной их выработке.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на конференции, посвященной 300 летию геологической службы России (г. Казань, 1999г), на совещаниях при главном геологе ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск 2000-2001г.г), на научно -технических совещаниях по рассмотрению годовых планов ОАО «РИТЭК» (г. Москва, 1998-2003г.г), на конференции, посвященной 70 - летию выдающегося ученого-нефтяника Р.Х. Муслимова (г. Альметьевск, 2004г), на международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г. Самара, 2004г), на годичном собрании Волга - Камского регионального отделения Российской академии естественных наук (г. Азнакаево, 2005г), на экономическом саммите НГДУ «Азнакаевскнефть» (г. Азнакаево, 2005г).

Публикации. По теме диссертации опубликованы 10 печатных работ, в том числе 6 статей, 4 патента Российской Федерации. В работах представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками ЗАО «РИТЭК - Внедрение», «ТатНИПИнефть», ОАО «Татнефтегеофизика» и ОАО «Татнефть» в 1998-2003г.г. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследования и обобщения данных, а так же авторский надзор за проведением работ на месторождении.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 155 страницах машинописного текста и содержит 42 рисунка, 40 таблиц и 1 приложение, список использованных источников включает 67 наименования.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Дияшеву Р.Н., главному геологу ОАО «Татнефть» д.г-м.н. Хисамову P.C., к.т.н. Орлову Г.А., главному геологу НГДУ «Азнакаевскнефть» к.г-м.н. Хусаинову В.М. и работникам института «ТатНИПИнефть» за помощь в подготовке диссертационной работы.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

Первая глава диссертации посвящена аналитическому обзору научно -технической литературы по проблеме ресурсов нефтедобычи на старых месторождениях. Обзор показал, что проблема активизации низкорентабельных старых месторождений становится все более актуальной в связи с уменьшением открытий новых крупных объектов. Растет число опубликованных работ по этой проблеме, в которых излагаются философия вопроса, геолого-технологические решения и методы их реализации, экономика. Приводятся

конкретные примеры. Стратегия активизации включает решение следующих узловых вопросов:

- какие месторождения, находящиеся на поздней стадии, могут быть потенциально прибыльными?

- в какой форме и где находятся остаточные запасы углеводородов на этих месторождениях?

- насколько будет экономически эффективна активизация разработки этих месторождений?

О значимости работ по приросту запасов и, соответственно, по увеличению добычи нефти на примере старых месторождений США говорят данные о приросте запасов даже на месторождениях, открытых более 100 лет тому назад (таблица 1). Отмечено, что доля прироста запасов на известных месторождениях существенно выше, чем за счет новых открытий.

Таблица 1.

Динамика прироста запасов нефти на разрабатываемых месторождениях США.

Годы открытия месторождений Прирост запасов по Ю-легиям, млрд.мЗ

1945-1955 1955-1965 1965-1975 1975-1985 1985-1995 Итого

1880-1914 0,22 одз 0,41 0,37 0,27 1,50

1915-1924 0,34 034 0,11 0,11 0,06 0,96

1925-1934 0,56 0,44 0,75 0,25 0,07 2,07

1935-1944 0,49 0,23 0,43 ОДО 0,15 1,50

1945 -1954 - 0,54 0,21 0,04 0,06 0,85

1955-1964 - - 0,29 0,09 - 0,38

1965-1974 - - - 0,46 0,61 1,07

1975-1988 - - - - 0,18 0,18

ВСЕГО 1,61 1,78 2,2 1,52 1,4 8,51

Теме оживления старых месторождений посвящены работы зарубежных авторов: Robert M. Sneider, John S. Sneider., Ambrose W.A, Douglas S. Hamilton, K.J.Weber., D.G. Waters, Rob. L. Allen, I.S.Agbon, D.B. Oenetti, Rini Verbruggen, Stephen Pannet, Greg Stone, Bob Williams и др., в которых даются решения отдельных узловых вопросов этой сложной проблемы.Вопросы, связанные с условиями образования остаточной нефти на месторождениях с большой историей эксплуатации, достаточно подробно рассмотрены в литературе.

Результаты подобных исследований приводятся, например, в работах Дияшева Р.Н., Лысенко В.Д., Ковалева А.Г., Курбского Г.П., Муслимова Р.Х., Михайлова H.H., Мархасина И.Л., Сургучева М.Л., Симкина Э.М., Тульбовича Б.И., Фахретдинова Р.Н., Хисамова P.C., Щелкачева В.Н. и других.

Отмечено, что детальное комплексное изучение старых месторождений на основе современных достижений геологической и геофизической науки, построение геолого-гидродинамических моделей, их адаптация по истории разработки и выявление остаточных запасов нефти, количества и формы их распределения являются важнейшими тенденциями в мире при реактивизации разработки этих месторождений.

В России в последние годы складывается такая ситуация, что уровень добычи превышает прирост запасов нефти. Поздняя стадия эксплуатации нефтяных месторождений основных регионов России, в т.ч. Ромашкинского нефтяного месторождения, их состояния разработки, невысокие коэффициенты извлечения нефти, при снижающихся темпах добычи дают основания для организации комплекса работ на этих месторождениях по выявлению остаточных запасов и максимального их вовлечения в разработку посредством применения современных технологий. Старые месторождения являются потенциальными кандидатами для приращения добычи нефти при минимальных капиталовложениях.

В связи с вышеизложенным, проблема дальнейших теоретических исследований и промысловых работ по изучению ресурсов нефтедобычи и реактивизации разработки многопластовых месторождений на поздней стадии эксплуатации является актуальной.

Во второй главе представлен анализ состояния разработки Павловской площади Ромашкинского месторождения, выбор и обоснование объекта исследования с целью реактивизации разработки. Решение проблемы выявления остаточных запасов нефти с использованием ПДГТМ III блока.

Павловская площадь расположена в центральной части Ромашкинского месторождения, в промышленную разработку площадь введена с 1954 г.

Основным объектом разработки на Павловской площади являются терригенные коллекторы пашийского горизонта верхнего девона (горизонт ДО, в разрезе которого выделяются 8 пластов (сверху - вниз): "а", "б,", "б2", "б-)", "в", "Г|.", "г2+3", "д". Площадь условно разделена на 4 блока. Разработка площади находится в конце третьей стадии, при этом произошло значительное снижение отбора нефти (годовой отбор - в 1996 году составил 11% от максимального уровня 1968 года). Высок процент воды в добываемой продукции. Динамика показателей годовой добычи нефти, темпов отбора от НИЗ и от ТИЗ по Павловской площади ее блокам иллюстрируется на соответствующих графиках разработки (рисунок 1). При текущем коэффициенте нефтеизвлечения 44,3%,

Он. тыс.т.

Годы

Т(НИЗ)

Рисунок 1. Динамика изменения годовой добычи нефти (а) и темпа отбора от НИЗ (б) по четырем блокам Павловской площади.

обводненности продукции 88,6% объект может быть отнесен к категории нуждающихся в реактивизации разработки. Базой для разработки методов реактивизации и их внедрения выбран Ш блок Павловской площади.

Уточнение характеристики геологического строения блока по результатам переинтерпретации ГИС и корреляции пластов в процессе построения ПДГТМ позволили выявить ранее пропущенные нефтенасыщенные интервалы. Результатом подготовительных работ для построения ПДГТМ стало увеличение средних значений пористости на 3,16%, проницаемости на 46% и нефтенасыщенности на 6,7%, уточнились коэффициенты нефтеизвлечения по типам коллекторов и ВНЗ. Значения начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти увеличились на 3,48% и на 3,89%, соответственно. Уточненная таким образом геологическая информация была использована для построения цифровой геолого-технологической модели Ш блока.

Следующими этапами доисследования Ш блока были создание фильтрационной модели и ее адаптация по истории разработки для оценки текущих запасов нефти. Результаты адаптации модели по уровням добычи нефти и воды показаны на рисунке 2.

Расчетные пластовые давления отличаются от фактических на 13-15%. Это свидетельствует о том, что в геолого- гидродинамическую базу внесены

О тыс.т.

О Уровни отборов нефти, факт ^^ Уровни отборов нефти, модель

А Уровни отборов воды, факт Уровни отборов воды, модель

Рисунок 2. Уровни добычи нефти и воды модельные и фактические по III блоку.

сведения по объёмам заводнения за годы эксплуатации, не соответствующие действительности, принимая достоверным учет объемов и

обводнённости добываемой продукции и динамику изменений пластовых и забойных давлений. В нашем случае адаптация гидродинамической ситуации Ш блока осуществлялась корректировкой расчетных значений пластовых давлений по отношению к фактическим, посредством изменения исторических данных объемов закачанной воды, так как в начальный период разработки учет нагнетаемой воды по скважинам был менее совершенным. Адаптация по давлению выполнена на двух участках и принято, что закономерности распространяются на весь блок.

Распределение запасов нефти по группам коллекторов до и после переинтерпретации представлено на рисунке 3.Преобладающая часть запасов

Высокопродуктивные пласты

Высокопродуктиные глинистые пласты

тысл

14000

4000 2000

тыс.т 1400

1200 1000 800

«00 400 200 о

О 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 ТЫС Т

Малопродуктивные пласты

тыст

1200

1000 800 600 400 200 0

0 200 400 600 800 [000 1200 1400ТЫСТ

Рисунок 3 - Сопоставление величины начальных балансовых и извлекаемых запасов по типам коллекторов и по пластам до (ось абсцисс) и после (ось ординат) переинтерпретации материалов ГИС

• Балансовые запасы

• Извлекаемые запасы

Точки соответствуют отдельным пластам

200 400 600

1000 1200 ТЫС Т

приходится на высокопродуктивные неглинистые коллекторы (79,8%) и лишь незначительная - на высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные

коллекторы: 13,0% и 7,2%, соответственно. По пластам и группам коллекторов коэффициент нефтеизвлечения определен исходя из характера геологического строения на основе данных анализа заводнения коллекторов. По высокопродуктивнойнеглинистой группе коллекторов коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,567, по высокопродуктивной глинистой - 0,353 и по малопродуктивной - 0,206. По пластам объекта разработки КНИ также существенно различается, причем наиболее высокие значения отмечаются по пластам с площадным характером залегания коллекторов. Коэффициент нефтеизвлечения в целом по блоку после пересчета составит 0,513.

В таблице 2 представлено распределение остаточных извлекаемых запасов нефти Ш блока по пластам и группам коллекторов в результате доисследования. По пластам "а" и "б" максимальную выработку имеют

Таблица 2.

Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти III блока по пластам и

группам пластов после переинтерпретации материалов ГИС.

Индекс пласта Распределение остаточных запасов по пластам (%)

высокопродуктивные высокопродуктивные глинистые малопродуктивные всего

а 8,5 19,2 23,1 13,1

б, 1,6 15,3 13,9 6,7

б2 7,8 25,2 15,5 13,3

бч 9,9 23,5 23,7 15,2

в 28,9 10,6 15,4 22,5

П 28,4 3,8 6,1 19,2

Г2+3 13,8 2,5 2,3 9,4

д 1,1 0,0 0,0 0,7

высокопродуктивные коллектора - 72,2%, высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные группы пластов "а" и "б" имеют выработку, соответственно, 16,8% и 23,8%, высокопродуктивные коллектора пластов "в" и "г" содержат 71,1% остаточных запасов этой группы пластов. Выявленные таким образом остаточные запасы стали объектом приложения геолого технических мероприятий.

Следующим этапом работы являлось определение и обоснование геолого - технических мероприятий направленных на выработку выявленных остаточных извлекаемых запасов нефти Ш блока - на каком участке и на какие запасы бурить новые скважины, где организовать участки нагнетания, на каких участках применять методы повышения нефтеотдачи пластов и т. д.

В третьей главе изложены результаты реактивизации разработки Ш блока Павловской площади за период с 1997 по 2004г.г.

Вовлечение в разработку выявленных запасов слабопроницаемых пластов верхней группы горизонта Д за счет увеличения давления нагнетания по пластам, ранее не имеющим достаточной приемистости, и ограничение непроизводительной закачки по нижним высокопродуктивным пластам за первые три года эксплуатации привело к уменьшению разницы пластовых давлений между пластами горизонта Д, с 3,0 МПа до 0,6 МПа и росту среднего пластового давления Рпл в зоне отборов до 14,8 МПа (рисунок 4). В результате

Р (МП.)

"""пласт "а" -пласт "б" -пласт "в" -пласт "г"

Рисунок 4. Динамика изменения средних пластовых давлений по группам продуктивных пластов III блока Павловской площади за период 1996-2004г.г.

разукрупнения системы ППД и организации индивидуальной системы заводнения по низкопроницаемым коллекторам с использованием МБКНС повысилось давление в зоне отборов из глинистых и малопродуктивных

пластов, тем самым реализовалась возможность увеличения нефтеотдачислабопроницаемых пластов Ш блока за счет вовлечения в разработку малоподвижных запасов. Использование МБКНС типа АНТ с обвязкой по 2 - 3 нагнетательные скважины позволяет увеличить число источников воздействия, тем самым расширяя возможности оперативного регулирования процессом заводнения с целью равномерной выработки запасов

Д|-

По результатам геолого - промыслового анализа системы разработки и повторения истории разработки на геолого - технологической модели были установлены участки и пласты, запасы которых не могут быть полноценно извлечены пробуренным фондом скважин. Для вовлечения их в разработку за анализируемый период 1997 - 2004г.г на Ш блоке пробурены 25 новых скважин. В качестве примера на рисунке 5 приведены поля остаточной нефтенасьпценности в районе скважин № 960Д, 2037Д.

Рисунок 5. Модельное распределение остаточной нефтенасьпценности по пласту п (а) и пласту б] (б) (скважины №№ 960д; 2037д)

По результатам моделирования был выбран участок в районе ликвидированного ряда нагнетательных скважин и намечены под бурение две скважины № 960Д и № 2037Д, как дублеры ликвидированных нагнетательных скважин № 960А и № 2037, пробуренных в 1953 и 1956 г.г соответственно. Из

скважины № 2037 за период эксплуатации по пластам "а", "б", "г/' добыто 373 тыс. тонн нефти, после отработки на нефть и перевода в ППД закачано 1317 тыс. м3 воды. По скважине № 960Д по пластам "а", "б", "г;" закачано 1160 тыс.м3 сточной воды.

Модельный расчет прогнозных показателей остаточной нефтенасыщенности скважин № 960Д и № 2037Д свидетельствовал о наличии остаточных запасах в высокопродуктивных пластах "Г1" и "бч" с низкими ФЕС и малопродуктивных пластах, продолжительное время находившихся под закачкой. Результаты бурения скважин №№ 960Д и 2037Д данные ГИС, опробования и эксплуатации подтвердили наличие остаточных запасов нефти и достоверность расчетов.

За период 1997 - 2004г.г из вновь пробуренных 25 скважин добыто 235,5 тыс.т нефти, что составляет 18,7% от общей добычи нефти по блоку за этот период.

Широкий диапазон параметров коллекторских свойств продуктивного горизонта Д, Ш блока Павловской площади определяет разнообразие применяемых методов воздействия на призабойную зону пластов и по пласту в целом. С целью вовлечения выявленных остаточных запасов были использованы более десятка технологий. Существенную долю их составляют физико-химические методы.

Основной вклад в дополнительную добычу нефти Ш блока за 1997-2004г.г обеспечен применением сейсмоакустического метода увеличения нефтеотдачи обводненных высокопродуктивных коллекторов и стимуляции работы призабойных зон скважин с запасами малопродуктивных коллекторов с использованием технологии импульсного дренирования наземным прерывателем, разработанного и защищенного патентом в соавторстве с соискателем. В общей сложности в результате применения технологий за период с 1997 по 2004г.г было выявлено и добыто дополнительно 221,7 тыс.т нефти.

С целью интегральной оценки технологических результатов реализованных рекомендаций диссертационной работы был выполнен прогноз уровней добычи нефти по существовавшей до 1997г системе разработки Ш блока, при условии относительного постоянства отборов жидкости, по характеристикам вытеснения по методикам Максимова (1), Сазонова (2), Назарова (3) и «ТатНИПИнефть» (4) на перспективу (1997 - 2004г.г.).

а=А+в*\па а)

&=А+В* 1п&, (2) (3)

'¿■И

<?„=<? 0-77^*0, (4) Уоп

Анализ характеристик вытеснения, построенных по четырем методикам, показал, что реализация на Ш блоке геолого - технических мероприятий, направленных на выработку выявленных с применением ПДГТМ остаточных запасов, за период 1997 - 2004г.г, позволила добыть 6,06% от накопленной добычи нефти с начало разработки блока на 1.01.1997г. При этом фактическая суммарная добыча нефти за восемь лет превысила среднее расчетное значение прогнозной добычи, определенное по четырем методикам, на 119%. По Павловской площади без учета Ш блока добыча нефти за восемь лет, с 1997г по 2004г, составила 3,2% от накопленной на 1.01.1997г с начала разработки площади (рисунок 6). Заметим, что потенциальные извлекаемые запасы нефти без изменения существующей системы разработки на Ш блоке, определенные по методике «ТатНИПИнефть», составили бы 22,857 млн. т, что составляет 88,6% от прогнозируемых извлекаемых запасов, рассчитанных в настоящей работе.

71000,00

j 69000,00 2

67000,00

65000,00

rfTÜA

rrrtfi fif"1

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

—*— Накошьдобыча нефти., факт (тыс.т.) --«-•- прогноз по методике Сазонова --«--- прогноз по методике Максимова --«■■- прогноз по методике Назарова •-«-■- прогноз яо методике ТатШШИнефть

Гады

Рисунок 6. Фактическая добыча нефти за 1991 - 1997г.г и прогноз на 1997 - 2004г.г по характеристикам вытеснения: III блок (а), Павловская площадь без 1П блока (б).

Организация системы воздействия на остаточные запасы нефти, выявленные с применением ПДГТМ и не дренируемые существовавшей ранее системой разработки, обеспечила рост добычи нефти на 36,6 % и увеличение темпов отбора от НИЗ и ТИЗ на 0,21 % и 2,81 %, соответственно и снижение обводненности добываемой продукции на 7,0%, (рисунок 7).

Основными технико-экономическими достижениями реактивизации разработки блока за период 1997-2003г.г, кроме отмеченных выше, являются: • получение прибыли за 1997-2003г.г в размере 887 096 тыс.р;

• доход в бюджет государства в виде налогов в себестоимости добычи нефти на сумму 391 708 тыс.р.

Q ж. тыс.т. 1800-

Q н. тыот ■ 200,0

tili I iis lisi

Нобычд жидкости годовая Тыс т Цобыч» ясфти I одова« Тыс. т

- 60,0

Годы

Рисунок 7 Динамика изменения основных показателей разработки III блока за период 1990 - 2004г.г.

Естественно, всё это было достигнуто при определенных капиталовложениях, направленных на выявление максимального количестваизвлекаемых запасов нефти и полноценного их вовлечения в разработку. При этом основными критериями являлись технологически рациональная и экономически эффективная эксплуатация объекта.

Дисконтированный индекс доходности при реактивизации разработки III блока за семь лет в среднем составил 1,541.

За период реактивизации разработки III блока в 1997 - 2003г.г в геолого технологические мероприятия и капитальное строительство инвестировано 373 500 тыс.р. Дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий за восемь лет составила 697,1 тыс.т т.е. 55,5% общей добычи нефти. Инвестиции на дополнительную добычу одной тонны нефти составили 0,62 тыс.р. Это является показателем, характеризующим наличие достаточного количества извлекаемых запасов разрабатываемого объекта, гарантирующий экономическую эффективность реактивизации разработки объекта.

В четвертой главе рассматриваются вопросы дальнейшей реализации разработанных технологий по реактивизации разработки многопластовых нефтяных месторождений на примере III блока Павловской площади.

Адекватно построенная геолого - технологическая модель объекта, объективно описывающая гидродинамические процессы фильтрации в межскважинном пространстве, позволяет оценить выработку запасов как на отдельных участках, так и по объекту в целом в истории и на перспективу. Одновременное и совместное использование результатов моделирования на ПДГГМ и традиционного геолого - промыслового анализа позволяет получить достаточно объективный прогноз выработки запасов.

Достигнутые результаты реактивизации разработки III блока не являются пределом. Основным направлением выработки остаточных запасов остается дальнейшее их выявление при доисследовании с применением ПДГТМ. Бурение новых скважин, которое позволит уточнить геологию межскважинного пространства, увеличит плотность сетки, появятся новые возможности для освоения скважин под закачку. По результатам геолого - промыслового анализа и повторения истории разработки на геолого - технологической модели на перспективу предлагается следующее:

• бурение дополнительно 4 скважины №№ 1; 2; 3; 4;

• отмена бурения 3 проектных скважин (28758; 28762; 28764) в связи с ожидаемой низкой продуктивностью.

Кроме того, для выработки остаточных запасов нефти блока предлагается:

• бурение одной нагнетательной скважины - дублера № 386Д. В диссертационной работе представлены так же геологические характеристики проектных добывающих и нагнетательных скважин.

В перспективе предусматривается сочетание применения известных, высокоэффективных, рентабельных и новых перспективных технологий, отличающихся простотой реализации и экологической безопасностью. Ускорить доизвлечение запасов нефти и уменьшить объемы попутно добываемой воды широкомасштабным внедрением различных МУН.

В настоящее время одной из актуальных задач является вовлечение в разработку остаточных извлекаемых запасов, невыработанных скважинами, вышедшими в число неэксплуатационных по техническим причинам. С этой точки зрения представляет интерес бурение боковых стволов из старых скважин с использованием герметичной части их эксплуатационных колонн.

С целью оценки эффективности и объемов возможного применения этого метода на III блоке были проанализированы с применением ПДГТМ отдельные участки. Анализ показал, что 24 скважины неэксплуатационного фонда, т.е. 10,6% пробуренных скважин блока, содержат 430,4 тыс. т нефти, или 11,2 % остаточных извлекаемых запасов по блоку определенных после переинтерпретации ГИС и пересчета запасов (таблица 3).

Таблица 3

Распределение остаточных извлекаемых запасов по пластам 24 скважин, перешедшим в неэксплуатационный фонд

Оста! очные извлек, запасы по блоку на Ü1.01.2005г. тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы для выработки боковыми стволами тыс. г.

а б! б2 бз В Г1 всего Д1

3384,5 251,6 36,3 22,4 48 11,9 60,3 430,4

100% 6,6% 0,9% 0,6% 1,2% 0,3% 1,6% 11,2%

Анализ распределения остаточных извлекаемых запасов нефти по разрезу в скважинах неэксплуатационного фонда показывает, что основная их часть сосредоточена в коллекторах верхней группы пластов Д).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Изложенные в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Мировые тенденции прироста запасов нефти при реактивизации разработки месторождений, эксплуатируемых на поздней стадии, свидетельствуют о неполной их выработке и являются приоритетными направлениями увеличения добычи нефти при минимальных капиталовложениях.

2. Поздняя стадия эксплуатации нефтяных месторождений основных регионов России, в т.ч. Ромашкинского нефтяного месторождения, их состояние разработки, невысокие коэффициенты извлечения нефти при снижающихся темпах добычи дают основание для организации комплекса работ на этих месторождениях по выявлению остаточных запасов и максимальному вовлечению их в разработку посредством применения современных технологий.

3. В результате переинтерпретации материалов ГИС III блока Павловской площади при доисследовании и подготовке базы данных для построения ПДГТМ увеличились средние значения: нефтенасыщенности на 6,7%, проницаемости на 46%, пористости на 3,16%. По 60 скважинам блока уточнились литологическая связанность пластов и их индексация. Увеличилась величина начальных балансовых и извлекаемых запасов блока относительно ранее принятых на 3,48% и на 3,89%, соответственно.

4. На основе изучения характера геологического строения и данных анализа заводнения пластов III блока определен коэффициент

нефтеизвлечения по группам коллекторов: по высокопродуктивной неглинистой группе - 0,567; по высокопродуктивной глинистой группе -0,353; по малопродуктивной группе коллекторов - 0,206. Установлены на блоке участки размещения остаточных запасов нефти.

5. Организация закачки воды от миниблочных кустовых насосных станций по малопродуктивным коллекторам верхней группы пластов и сокращение непроизводительных закачки и отборов по высокопродуктивным пластам нижней группы позволили сократить разницу пластовых давлений между верхней и нижней группами пластов с 3,0 до 0,6 МПа и обеспечить более равномерную выработку запасов блока.

6. Выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельный объект разработки и организация индивидуальной системы воздействия на их запасы, на примере реализации мероприятий на III блоке, способствуют максимальной выработке трудноизвлекаемых запасов и увеличению КИН по объекту.

7. Увеличение источников нагнетания посредством применения МБКНС, работающих на 3 - 4 нагнетательные скважины, расширяет возможности регулирования процессов воздействия на остаточные запасы.

8. На основе анализа геолого-промысловой информации с применением ПДГТМ организовано избирательное очаговое заводнение, для чего пущены под закачку 6 новых нагнетательных скважин.

9. Значительные технологические результаты, достигнутые за прошедшие восемь лет на III блоке Павловской площади, были итогом большого объема рабог по выявлению участков локализации остаточных запасов и реализации адресных геолого-технических мероприятий, разработанных с применением ПДГТМ.

10. В результате реализации рекомендаций диссертационной работы за восемь лет разработки блока снижена обводненность добываемой

продукции на 7%, увеличены темпы отборов от НИЗ и от ТИЗ на 0,21% и 2,81%, соответственно, добыча нефти составила более 6% от накопленной на начало реактивизации при полной окупаемости инвестиций. Экономический эффект в виде прибыли составил более 500 млн. р.

11. Научно-методические решения, технологические и экономические результаты по реактивизации разработки многопластового объекта на поздней стадии эксплуатации, полученные на примере III блока Павловской площади Ромашкинского месторождения, позволяют рекомендовать приобретенный опыт для тиражирования на других аналогичных объектах.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Нурисламов Н.Б., Сеночкин П.Д., Вороновский. В.Р. «Опыт арендной эксплуатации блока III Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения» //Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений// Тр. /Научно-практической конференции VII международной выставки «Нефть, газ-2000». -2000.-С.522-527.

2. Хусаинов В.М., Диков В.И., Насыбуллин A.B., Лифантьев A.B., Нурисламов Н.Б. «Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геолого-гидродинамической модели на примере блока III Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения» //Георесурсы.-2001 .-№ 4(8). -С.24-27.

3. Носов П.И., Кощанов А.П., Сеночкин П.Д., Нурисламов Н.Б. «Технология импульсного дренирования пласта для повышения производительности нагнетательных и добывающих скважин» //Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений// Тр. /Научно-

практической конференции VII международной выставки «Нефть, газ-2000». -2000.-С.501-506.

4. Нурисламов Н.Б., Сеночкин П.Д., Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Орлов Г.А , Хамидуллина А.Н., Лефантьев A.B., Насыбуллин A.B. «Прогнозирование местоположения невыработанных нефтенасыщенных зон коллекторов на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения» //Неф. хоз-во. -2003. -№3.-С.49-50.

5. Нурисламов Н. Б., Гумаров Н. Ф., Орлов Г. А. «Совершенствование системы поддержания пластового давления посредством внедрения блочных кустовых насосных станций малой производительности на примере блока III Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения» //Нефтепромысловое дело. -2003. -№8. -С.39-41.

6. Дияшев Р.Н., Нурисламов Н.Б «Уточнение структуры остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений -основа для реактивизации их разработки» /Вестник ЦКР. РОСНЕДРА. -2005. -№1. -С.58 - 64.

7. Патент РФ №2159326 CI Е 21 В 43/25. Способ и устройство освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием /Носов П.И., Сеночкин П.Д., Нурисламов Н.Б., Закиев М.Г., Миннуллин P.M.// Бюл. Изобретения. -2000. -№32.

8. Патент РФ №2233377 С1 7 Е 21 В 43/25. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта /Орлов Г.А., Орлов Е.Г., Нурисламов Н.Б., Денисов Д.Г.// Бюл. Изобретения. -2004. -№21.

9. Патент РФ №2236557 С1 7 Е 21 В 33/12, 29/00. Устройство для отключения пластов друг от друга /Салахов И.М., Нурисламов Н.Б., Мельников Д.В.// Бюл. Изобретения. -2004. -№26.

10. Патент РФ №42858 7 Е 21 В 43/20. Устройство для регулирования закачки жидкости по пластам /Нурисламов Н.Б., Страхов Д.В., Габдуллин Р.Г., Мельников Д.В.// Бюл. Изобретения. -2004. -№35.

0 5- 1 40 52

РНБ Русский фонд

2006-4 9582

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии Института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 20.05.2005 г. Заказ № 128 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нурисламов, Наиль Баширович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. РЕСУРСЫ НЕФТЕДОБЫЧИ НА СТАРЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.

1.1. Зарубежный опыт реактивизация разработки старых низкорентабельных месторождений нефти.

1.2. Разрабатываемые месторождения в регионах России-потенциальные кандидаты для приращения добычи нефти.

1.3. Направления исследований для выявления остаточных извлекаемых запасов нефти на месторождениях поздней стадии разработки.

1.3.1. Геолого — промысловый анализ текущего состояния разработки объекта на основе накопленной информации.

1.3.2. Исследования влияния плотности сетки скважин на коэффициент извлечения нефти.

1.3.3. Использование современных методов геофизических исследований скважин для уточнения геологического строения разрабатываемого объекта.

1.3.4. Исследования влияния изменения свойств нефти на коэффициент извлечения нефти.

1.4. Выводы.

ГЛАВА 2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ НА РОМАШКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ С ЦЕЛЬЮ РЕАКТИВИЗАЦИИ РАЗРАБОТКИ.

2.1. Анализ состояния разработки Павловской площади.

2.2. Построение геолого-гидродинамической модели III блока.

1 2.2.1. Уточнение характеристики геологического строения блока

2.2.2. Построение цифровой геологической модели блока. 2.2.3. Построение цифровой фильтрационной модели блока.

2.3. Адаптация модели по истории разработки.

2.4. Исследования характера остаточной нефтенасыщенности пластов III блока.

2.5. Выводы.

ГЛАВА 3. РЕАКТИВИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ III БЛОКА ПАВЛОВСКОЙ

ПЛОЩАДИ ЗА ПЕРИОД С 1997 ПО 2004г.г.

3.1. Совершенствование системы заводнения.

3.2. Бурение дополнительных скважин.

3.3. Применение физико-химических методов повышения нефтеизвлечения и стимуляции пластов.

3.4. Технологическая эффективность реактивизации разработки III блока

3.4.1. Анализ динамики пластовых и забойных давлений.

3.4.2. Основные технологические результаты реактивизации разработки III блока за период 1997 - 2004г.г.

3.5. Экономическая оценка реактивизации III блока.

3.6. Выводы.

ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВЫ РЕАКТИВИЗАЦИИ РАЗРАБОТКИ

МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ III БЛОКА ПАВЛОВСКОЙ ПЛОЩАДИ

РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

4.1. Бурение новых скважин.

4.2. Применение методов увеличения нефтеизвлечения.

4.3. Бурение боковых стволов из старых скважин.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Реактивизация разработки многопластового нефтяного месторождения на поздней стадии эксплуатации"

Актуальность проблемы Большинство крупнейших месторождений России (Ромашкинское, Мамонтовское, Мухановское, Арланское, Федоровское, Самотлорское и др.) находятся на стадии истощения активных запасов. Анализ динамики добычи нефти по зрелым месторождениям показывает, что по большинству из них наблюдается пикообразный характер: сначала интенсивный рост добычи, некоторая стабилизация, далее резкое снижение темпов, падение добычи и выход на стабильный уровень со снижением рентабельности из-за увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти.

Проблема активизации или реактивизации разработки низкорентабельных старых месторождений становится все более актуальной из-за уменьшения открытий новых крупных объектов. Растет число опубликованных работ по этой проблеме, в которых излагаются философия вопроса, геолого-технологические решения и методы их реализации, экономика [58, 59, 60 и т.д.]. Приводятся конкретные примеры. Реактивизации разработки старых месторождений должно предшествовать получение ответа на основной вопрос - насколько будет экономически эффективна активизация разработки этих месторождений.

Конечно, на первое место ставится проблема о масштабе проекта: величина остаточных запасов и экономическая привлекательность их извлечения. Поэтому важнейшей частью работы является разработка комплексной программы, включающей геофизические исследования в эксплуатационной колонне для определения остаточной нефтенасыщенности, технического состояния старых скважин, обоснования бурения новых скважин с учетом решения вопросов охраны недр и окружающей среды и т.д.

Оживление разработки старых месторождений предусматривает решение отдельных узловых вопросов этой сложной проблемы; восстановление материалов геофизических исследований скважин, выполненных на ранних этапах разработки месторождения, устранение неопределенности и противоречий в базе промысловой информации и т.д. [63, 64 и т.д.].

Вопросы, связанные с условиями образования остаточной нефти, достаточно подробно рассмотрены в литературе. Результаты подобных исследований приводятся, например, в работах А.Г. Ковалева, Г.П. Курбского, Н.Н. Михайлова, И.Л. Мархасина, М.Л. Сургучева, Э.М. Симкина, Б.И. Тульбовича, Р.Н. Фахретдинова и других [7-21].

Разработка многопластового нефтяного месторождения при длительном применении заводнения как метода вытеснения влечет за собой возникновение ряда серьезных технологических проблем, от решения которых зависят снижение темпов падения добычи нефти и обводненности добываемой продукции, а также достижение высоких темпов выработки запасов и максимально возможного коэффициента нефтеизвлечения.

Одним из основных проблем поздней стадии разработки многопластового месторождения нефти является выявление мест сосредоточения остаточных извлекаемых промышленных запасов нефти и обеспечение их геолого-техническими мероприятиями с целью максимальной выработки. В период, когда основополагающим методом разработки месторождения нефти является заводнение пластов, одной из причин неполной выработки извлекаемых запасов является неоднородность коллекторов по проницаемости. Неравномерное распределение коллекторских свойств по площади и по толщине приводит к неравномерному заводнению, снижению нефтеотдачи, увеличению сроков выработки, отбору больших объемов закачиваемой воды и, в конечном счете, ухудшению технико-экономических показателей разработки всего месторождения.

Продуктивные отложения девона Павловской площади Ромашкинского месторождения, как объект разработки, представлены коллекторами, характеризующимися высокой зональной и послойной неоднородностью пластов. Максимальные отборы жидкости в начальные периоды разработки при максимальных объемах закачки воды создавали благоприятные условия преждевременного прорыва закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. В результате участки нефтенасыщенных коллекторов с худшими геолого-физическими свойствами оставались не вовлеченными в разработку, образуя застойные и тупиковые зоны. Кроме того, на поздней стадии разработки многопластового нефтяного месторождения при активном применении заводнения изменяется структура запасов в сторону увеличения доли малоподвижных и неподвижных. В значительной мере эффективность выработки остаточных запасов нефти зависит от правильного взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин в зонально и послойно неоднородных пластах.

Типичный недостаток систем разработки старых многопластовых месторождений с применением заводнения как метода вытеснения заключается в том, что в них не предусмотрен дифференцированный подход к выбору способа воздействия на запасы различных групп коллекторов. Между тем, высокопроницаемые и слабопроницаемые участки в пределах каждого нефтяного пласта — это самостоятельные эксплуатационные объекты, требующие индивидуального подхода при выборе плотности сетки скважин и системы искусственного воздействия на запасы.

Применение третичных методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее эффективно при условии наличия достаточного количества остаточных извлекаемых запасов нефти на участке воздействия. Поскольку поздняя стадия разработки месторождений характеризуется высокой степенью обводненности продукции и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти, актуальной проблемой становится поиск и оценка участков объекта, содержащих достаточные остаточные запасы. Важнейшим методом, способствующим решению указанных проблем, является геолого-промысловый анализ заводнения и выработки запасов с применением постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ), позволяющей в динамике отслеживать выработку запасов нефти по пластам и по объекту в целом, точнее прогнозировать ее добычу, моделировать геологотехнологические мероприятия по повышению нефтеизвлечения, более обоснованно рассчитывать оптимальные варианты разработки продуктивных пластов, направленных на максимальное извлечение запасов.

В данной работе проведен параллельный анализ выработки остаточных запасов с использованием действующей геолого-технологической модели, построенной по результатам переинтерпретации первичного геофизического материала, и традиционного промыслового анализа III блока Павловской площади Ромашкинского месторождения. Достоверность при определении и выявлении участков, содержащих остаточные извлекаемые запасы, возрастает при условии сочетания традиционного анализа геолого-промысловой информации объекта с использованием трехмерной геолого гидродинамической модели, построенной по основным геолого-физическим параметрам пластов.

Очевидно, что при обосновании системы разработки необходимо учитывать все многообразие условий залегания нефтеносных коллекторов с выделением в них участков, образованных коллекторами, имеющими фильтрационно-емкостные свойства одного уровня и запасы одной степени подвижности.

При выявлении и вовлечении в активную разработку неподвижных и слабо дренируемых запасов необходимо проведение разукрупнения объектов разработки с выделением в них обособленных участков коллекторов. Оптимизация пластовых и забойных давлений, плотности сеток скважин, совершенствование систем заводнения, внедрение современных методов контроля и регулирования процессов разработки способствуют достижению максимального значения нефтеизвлечения при соблюдении условий рентабельной добычи нефти.

Таким образом, применение существующих и создание новых технологических решений для выявления остаточных запасов нефти, количества и формы их распределения и их эффективной добычи при оправданных экономических показателях представляет логическое продолжение работ на старых месторождениях. Технологические решения включают в себя: бурение новых скважин, зарезки боковых стволов из старых скважин, проведение геолого-технических мероприятий по водоизоляционным работам, стимуляции работы призабойной зоны пластов, регулирование процессов разработки в сочетании с методами увеличения нефтеотдачи и др. геолого-технические мероприятия, направленные на выработку потенциальных извлекаемых запасов, не вовлеченных в разработку традиционными методами а так же выявление участков коллекторов с не учтенными ранее запасами.

Цель работы — Создание методов повышения эффективности разработки многопластового месторождения нефти поздней стадии эксплуатации и их реализация на примере продуктивных отложений горизонта Д1 III блока Павловской площади, включающее переинтерпретацию первичного геофизического материала, переоценку начальных извлекаемых запасов, анализ состояния разработки, выявление участков сосредоточения остаточных извлекаемых запасов, разработка мероприятий, направленных на вовлечение этих запасов в процесс дренирования, и анализ эффективности выполненных работ.

Основные задачи работы.

1. Исследование и обобщение существующих технологий вовлечения в разработку извлекаемых запасов нефти на старых месторождениях на основе изучения мирового опыта по реактивизации их выработки, а также обзора опубликованных работ, характеризующих степень выработанности запасов нефти на старых месторождениях России.

2. Анализ состояния разработки пластов Д1 III блока Павловской площади за период 1990-1996г.г и уточнение геологической характеристики продуктивных отложений по результатам переинтерпретации первичного геофизического материала; основных параметров пластов, расчлененности, толщин и их неоднородности с целью переоценки начальных запасов.

3. Построение и адаптация постоянно действующей геолого-технологической модели изучаемого объекта.

4. Изучение механизма и условий формирования участков остаточных запасов нефти в послойно и зонально неоднородных коллекторах.

5. Анализ и уточнение структуры остаточных запасов III блока с применением ПДГТМ.

6. Обоснование и выбор мероприятий по реактивизации разработки блока для выявленных участков остаточных запасов нефти.

7. Анализ технико-экономической эффективности реализации технологии реактивизации разработки III блока за период с 1997 -2004г.г.

8. Прогноз технологических показателей при реактивизации разработки III блока на основе постоянно действующей геолого-технологической модели.

Методы решения задач. Поставленные задачи решались на основе геолого-промыслового анализа состояния разработки III блока с применением геолого-технологической модели, построенной с использованием материалов переинтерпретации и оцифровки первичного геофизического материала и другой уточненной информации по III блоку Павловской площади.

Научная новизна работы. Основные научные результаты заключаются в следующем:

1. Установлено, что по мировому опыту реактивизация разработки месторождений нефти, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, при условии детального и комплексного их изучения на основе современных достижений геологической и геофизической науки является потенциальным источником для прироста извлекаемых запасов нефти.

2. На примере III блока Павловской площади обоснован комплекс геологопромысловых и геофизических исследований с последующим построением ПДГТМ месторождения нефти на поздней стадии разработки с целью определения участков невыработанных извлекаемых запасов нефти в неоднородных коллекторах.

3. Обоснован и реализован комплекс технологий, направленных на реактивизацию разработки III блока путем вовлечения выявленных остаточных запасов, позволивших за 8 лет добыть нефти более 6% от накопленной на начало реактивизации.

4. Разработаны и внедрены новые технологии и устройства для обработки призабойных зон коллекторов нагнетательных и добывающих скважин. Отличительной особенностью технологий являются знакопеременные воздействия, способствующие восстановлению начальной продуктивности призабойной зоны коллекторов. Разработано и внедрено устройство для временного отключения пластов друг от друга, отличительной особенностью устройства является сохранение коллекторских свойств отключаемого пласта и возможность, при изменении фильтрационных потоков, возврата изолированного пласта в разработку, что способствует повышению коэффициента нефтеизвлечения. Получены патенты на новые разработки: «Способ и устройство освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием»; «Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта»; «Устройство для отключения пластов друг от друга»; «Устройство для регулирования закачки жидкости по пластам».

Основные защищаемые положения,

1. Месторождения нефти, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, при условии детального и комплексного их изучения на основе современных достижений геологической и геофизической науки, построения ПДГТМ являются потенциальными объектами для прироста извлекаемых запасов нефти этих месторождений.

2. Основными источниками прироста запасов нефти многопластовых месторождений на поздней стадии эксплуатации на примере доисследования III блока Павловской площади с использованием ПДГТМ являются пропущенные нефтенасыщенные интервалы в продуктивной части разреза, слабо или совсем не охваченные разработкой; целики нефти и зоны повышенной нефтенасыщенности, сформировавшиеся в процессе разработки.

3. Анализ и уточнение структуры остаточных запасов нефти III блока Павловской площади по пластам и по группам коллекторов, как основа для применения существующих и новых технологических решений с целью восстановления активного периода разработки блока.

4. Разработка и реализация адресных геолого - технических мероприятий, направленных на выработку выявленных остаточных запасов нефти различных групп коллекторов на примере III блока Павловской площади, позволяют реактивизировать процесс разработки месторождений находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Достоверность полученных результатов, обеспечивалась за счет применения современных методов моделирования, анализа и апробации результатов при реактивизации III блока Павловской площади.

Практическая значимость. Основные теоретические решения доведены до промышленной реализации. В результате доисследования III блока Павловской площади с использованием постоянно действующей геолого-технологической модели с целью выявления остаточных извлекаемых запасов и вовлечения их в разработку произошло приращение запасов нефти. Результаты намеченной программы реактивизации разработки блока за счет снижения обводненности добываемой продукции увеличения и стабилизации уровня добычи нефти и увеличения темпов отборов позволили существенно улучшить технико-экономические показатели разработки блока. Установлено, что организация индивидуальных источников нагнетания посредством внедрения миниблочных кустовых насосных станций является решением проблемы оперативного управления процессами заводнения при изменении направлений фильтрационных потоков. Выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельные объекты разработки и организация индивидуальной системы воздействия на их запасы способствует максимальной их выработке.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на конференции, посвященной 300 летию геологической службы России (г. Казань, 1999г), на совещаниях при главном геологе ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск 2000-2001гг.), на научно технических совещаниях по рассмотрению годовых планов ОАО «РИТЭК» (г. Москва, 1998-2003г.г), на конференции, посвященной 70 - летию выдающегося ученого-нефтяника Р.Х. Муслимова (г. Альметьевск, 2004г), на международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г. Самара, 2004г), на годичном собрании Волго — Камского регионального отделения Российской академии естественных наук (г. Азнакаево, 2005г), на экономическом саммите НГДУ «Азнакаевскнефть» (г. Азнакаево, 2005г).

Публикации. По теме диссертации опубликованы 10 научных работ, в том числе 6 статей, и получены 4 патента Российской Федерации. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками ЗАО «РИТЭК - Внедрение», «ТатНИПИнефть», ОАО «Татнефтегеофизика» и ОАО «Татнефть» в 1997-2004г.г. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследования и обобщения данных, а так же авторский надзор за проведением работ на месторождении.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 155 страницах машинописного текста и содержит 42 рисунка, 40 таблиц и 1 приложение, список использованных источников включает 67 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Нурисламов, Наиль Баширович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Изложенные, в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Мировые тенденции прироста запасов нефти при реактивизации разработки месторождений, эксплуатируемых на поздней стадии, свидетельствуют о неполной их выработке и являются приоритетными направлениями увеличения добычи нефти при минимальных капиталовложениях.

2. Поздняя стадия эксплуатации нефтяных месторождений основных регионов России, в т.ч. Ромашкинского нефтяного месторождения, их состояние разработки, невысокие коэффициенты извлечения нефти при снижающихся темпах добычи дают основание для организации комплекса работ на этих месторождениях по выявлению остаточных запасов и максимальному вовлечению их в разработку посредством применения современных технологий.

3. В результате переинтерпретации материалов ГИС III блока Павловской площади при доисследовании и подготовке базы данных для построения ПДГТМ увеличились средние значения: нефтенасыщенности на 6,7%, проницаемости на 46%, пористости на 3,16%. По 60 скважинам блока уточнились литологическая связанность пластов и их индексация. Увеличилась величина начальных балансовых и извлекаемых запасов блока относительно ранее принятых на 3,48% и на 3,89%, соответственно.

4. На основе изучения характера геологического строения и данных анализа . заводнения пластов III блока определены коэффициенты нефтеизвлечения по группам коллекторов: по высокопродуктивной неглинистой группе - 0,567; по высокопродуктивной глинистой группе -0,353; по малопродуктивной группе коллекторов - 0,206. Установлены на блоке участки размещения остаточных запасов нефти.

5. Организация закачки воды от миниблочных кустовых насосных станций по малопродуктивным коллекторам верхней группы пластов и сокращение непроизводительных закачки и отборов по высокопродуктивным пластам нижней группы позволили сократить разницу пластовых давлений между верхней и нижней группами пластов с 3,0 до 0,6 МПа и обеспечить более равномерную выработку запасов блока.

6. Выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельный объект разработки и организация индивидуальной системы воздействия на их запасы, на примере реализации мероприятий на III блоке, способствуют максимальной выработке трудноизвлекаемых запасов и увеличению КИН по объекту.

7. Увеличение источников нагнетания посредством применения МБКНС, работающих на 3 — 4 нагнетательные скважины, расширяет возможности регулирования процессов воздействия на остаточные запасы.

8. На основе анализа геолого-промысловой информации с применением ПДГТМ организовано избирательное очаговое заводнение, для чего пущены под закачку 6 новых нагнетательных скважин.

9. Значительные технологические результаты, достигнутые за прошедшие восемь лет на III блоке Павловской площади, были итогом большого объема работ по выявлению участков локализации остаточных запасов и реализации адресных геолого-технических мероприятий, разработанных с применением ПДГТМ.

10. В результате реализации рекомендаций диссертационной работы за . восемь лет разработки блока снижена обводненность добываемой продукции на 7%, увеличены темпы отборов от НИЗ и от ТИЗ на 0,21% и 2,81%, соответственно, добыча нефти составила более 6% от накопленной на начало реактивизации при полной окупаемости инвестиций. Экономический эффект в виде прибыли составил более 500 млн. р.

Научно-методические решения, технологические и экономические результаты по реактивизации разработки многопластового объекта на поздней стадии эксплуатации, полученные на примере III блока Павловской площади Ромашкинского месторождения, позволяют рекомендовать приобретенный опыт для тиражирования на других аналогичных объектах.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нурисламов, Наиль Баширович, Бугульма

1. Шагиев P.P., Лисовский Н.Н. Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений// Нефт. хоз-во. -2004. -№ 5.-С.39-40.

2. Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А., Сутормин С.Е. Проблемы эффективного использования запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа// Нефт. хоз-во. -2004.-№5.-С.41-43.

3. Текущее состояние и методы совершенствования разработки месторождений ОАО «Самаранефтегаз» / А.Г. Шашель, А.А. Пакшаев, М.В. Катеев, В.Ф. Атапин //Тр./ Всероссийское совещание по разработке нефтяных месторождений.-2000.-5.-9. -С.351-357.

4. Матвеев Н.И. ОАО «Сургутнефтегаз» динамично развивающаяся компания//Нефт. хоз-во. -2004. № 5.-С.15.

5. Муслимов Р.Х. Основные направления совершенствования системы разработки супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения// Нефт. хоз-во. -2003 .-№8.-С.100-103.

6. Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах// Нефт. хоз-во. -1988.-№9.-С.31-36.

7. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. -М.: Недра, 1991. -347с.

8. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. — М.: Недра, 1992. -270с.

9. Мархасин И.J1. Физико-химическая механика нефтяного пласта. -М.: Недра, 1977. -214с.

10. Ковалев А.Г., Ковалева О.В., Козлов Г.А., Маслов С.А., Перспективы выделения промытых продуктивных пластов при внутриконтурном заводнении по данным анализа керна// Нефт. хоз-во. -1989.-№10.-С.78-79.

11. Курбский Г.П., Романов Г.В., Абушаева В.В. О влиянии вторичных методов добычи нефти на ее состав.// Всесоюз. совещ-е «Высокомолекулярные соединения нефти» Тез. докл. -Томск. 1985. -С.193-194.

12. Окисление нефтей в процессе фильтрации через пористую среду / А.Г. Козлов, О.В. Ковалева // Тр./ -М.: ВНИИнефть, -1987. -Вып. 100. -С 150161.

13. Влияние различных факторов на изменение свойства остаточной нефти / О.В. Ковалева // Тр. /-Куйбышев: Гипровостокнефть, -1990. -С. 103-114.

14. Ковалева О.В., Калери Н.Б., Меренкова Н.В. Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало Поволжья и Западного Казахстана. -Куйбышев: 1988. -99с.

15. Фахретдинов Р.Н., Давиденко Н.В., Старцева Р.Х и др. Остаточные нефти и способы их извлечения//Нефт. хоз-во. -1992.-№4.-С.25-27.

16. Титов В.И., Жданов С.А. Особенности состава и свойств остаточных нефтей// Нефт. хоз-во. -1989.-№4.-С.28-31.

17. Борсуцский З.Р., Тульбович Б.И., Злобин А.А. Изучение остаточной нефти в поровом объеме коллекторов импульсным методом ядерно-магнитного резонанса// Нефт. хоз-во. -1991 .-№ 11.-С.23-27.

18. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. -М.: Недра, 1983. -175с.

19. Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов/ С.Н. Головко, Т.А. Захарченко, Г.В. Романов // Тр./ -Казань: ИОФХ КНЦ РАН. -1994. Т.2, -С.657-662.

20. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. -М.- Тверь: Тверьгеофизика, 2003. -6-26с.

21. Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. -М.: ВНИИОЭНГ, т.1. 1996. -38с.

22. К вопросу определения конечных коэффициентов нефтеизвлечения на поздней стадии разработки/ Г.Ф.Веревкина, В.П. Лиходедов, Н.И. Зевакин, Р.Б. Хисамов, А.Н. Хамидуллина //Тр./ Казань «Новое Знание». -1998. -С.65-66.

23. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. -М.- Тверь: Тверьгеофизика, 2003. -2-2с.

24. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. -М.- Тверь: Тверьгеофизика, 2003. -3-2с.

25. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. -М,- Тверь: Тверьгеофизика, 2003. -3-24с.

26. Изучение по данным ГИС низкопористых и частично обводненных коллекторов терригенного девона и проблема ввода их в разработку/ Э.И. Сулейманов, Ю.В. Кормильцев, Р.Н. Абдуллин// Тр./ Казань «Новое Знание». -1998. -С. 173-174.

27. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. -М.- Тверь: Тверьгеофизика, 2003. -3-22с.

28. Выделение низкоомных нефтеносных пластов в разрабатываемых горизонтах терригенного девона и нижнего карбона по данным ГИС/ Э.И. Сулейманов, Ю.В. Кормильцев, М.Я. Аглиуллин, Р.Н. Абдуллин// Тр./ Казань «Новое Знание». -1998. -С. 175-176.

29. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. -М.- Тверь: Тверьгеофизика, 2003. -5-2с.

30. Типизация терригенных коллекторов девона Ромашкинского месторождения по структуре порового пространства/ В.Г. Изотов, JI.M. Ситдикова, Э.И. Сулейманов// Тр./ Казань «Новое Знание». -1998. -С. 199205.

31. Изменение физико-химических свойств нефтей в процессе разработки Ромашкинского месторождения/ В.В. Ананьев, Ю.Н. Никандров, Г.Э. Никифорова, Д.А. Корешков, Д.Г. Газизуллина// Тр./ Казань «Новое Знание». -1998. -С.184-186.

32. Оживление глиносодержащих пластов на Ромашкинском месторождении/ Р.Х. Муслимов, Р.З. Мухаметшин, В.Н. Долженков, Э.И. Сулейманов, Г.А. Кринари, Е.А. Юдинцев// Тр./ Казань «Новое Знание». -1998. -С.207-211.

33. Контроль текущей нефтенасыщенности методами ГИС на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения/ Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, JI.H. Воронков, Р.И. Юсупов, В.И. Дворкин, А.В. Городнов// Тр./ Казань «Новое Знание». -1998. -С. 159-166.

34. Рациональная разработка Ромашкинского месторождения нефти в Татарии. Павловская площадь: Отчет по теме №380, ВНИИ, Чопоров А.П. -Москва, 1956.

35. Составление проекта разработки Павловской площади Ромашкинского месторождения: Отчет по теме №38/ ТатНИПИнефть. Мухарский Э.Д. -Бугульма, 1960.

36. Составление уточненного проекта разработки Павловской площади Ромашкинского месторождения: Отчет по теме 10/65/ ТатНИПИнефть. Чернов Ю.Я., Моисенко Л.Г. -Бугульма, 1965.

37. Анализ разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения: Отчет по теме 11/70/ ТатНИПИнефть. Моисенко Л.Г., Бикбулатов Н.С. -Бугульма, 1971.

38. Комплексный проект разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения: Отчет по теме 66/76/ ТатНИПИнефть. Кешелава Т.Ф., Абдрашитов A.M., Юсупова А.С. -Бугульма, 1976.

39. Проект разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения: Отчет по теме 42/78/ ТатНИПИнефть. Блинов А.Ф., Кешелава Т.Ф. -Бугульма, 1978.

40. Анализ проекта разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения: Отчет по теме 28/75/ ТатНИПИнефть. Кешелава Т.Ф., Орлинский Б.М. -Бугульма, 1976.

41. Уточненный проект разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения (дополнительный материал): Отчет по теме 10/81/ ТатНИПИнефть. Лиходедов В.П., Насретдинова Э.Б. -Бугульма, 1983.

42. Технико-экономическое обоснование интенсификации разработки . продуктивного горизонта Д1 блока № 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. ТатНИПИнефть. Веревкина Г.Ф. -Бугульма, 1996. -21с.

43. Подсчет запасов нефти горизонтов Д1 и До Ромашкинского нефтяного месторождения: Отчет по договору 10/85/ ТатНИПИнефть. т.1. Долженков В.Н., Грызунов В.Г. -Бугульма, 1988.

44. Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений Республики Татарстан/ Стандарт по интерпретации ГИС. -Казань, 1999.

45. Муслимов Р.Х., Долженков В.Н., Зинатуллин Н.Х. Исследование вытеснения нефти водой из песчано-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований// Нефт. хоз-во. -1987.-№1.-С.23-31.

46. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. -М.: Недра, 1991. -347с.

47. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. -М.: Недра, 1984. -195с.

48. Хисамутдинов Н.И. Совершенствование методов решения инженерных задач при добыче нефти и газа на поздней стадии разработки // Нефт. хоз-во.-2001.-№8.-С.17-18.

49. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. -М.: ВНИИОЭНГ, т.-1. 1995. -327с.

50. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности нефтеотдачи пластов. Казань: КГУ, 1999. -212с.

51. Анализ эффективности и формирование нормативов эффективности . применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов: Отчет /ТатНИПИнефть. Ибатуллин P.P. -Бугульма, 1997.

52. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов /ВНИИнефть. -Москва, 1993.

53. РД 39-114-91 Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода полимерного воздействия на пласт. -Самара: Гипровостокнефть, 1991.

54. Научно-технологическое сопровождение опытно-промышленных работ с целью оценки эффективности волновых технологий на объектах АО "Татнефть": Отчет /ТатНИПИнефть. -Дог. А-9.2-63/98. -Бугульма, 1998.

55. Robert М. Sneider, John S. Sneider. Rejuve nating marginal oil fields: is it profitable? Petroleum Geoscience, vol. 4, 1998, pp. 303-315.

56. Ambrose W.A. and at all. Geological controls on remaining oil in Miocene fluvial and shoreface reservoirs in the Miocene Norte area, Lake Maracaibo, Venezuela. Petroleum Geoscience, vol.4, 1998, pp. 363-376.

57. Douglas S. Hamilton and at all. Reactivation of mature of mature oil fields through advanced reservoir characterization: A case history of the Budare Field, Venezuela. AAPG Bulletin, vol.86, № 7 (July 2002), pp. 1237-1262.

58. Weber KJ. The prize-what is possible? Petroleum Geoscience, vol.5 1999, pp. 135-144.

59. Waters D.G. and at all. A sleeping giant awakened: further development of the Seria Field, Brunei Darussalam, after almost 70 years of production. Petroleum Geoscience, vol.5, 1999, pp. 147-159.

60. Rob. L. Allen. Detecting Additional Hidrocarbons and Evaluting Formation Damage By Enhancing Old Electrical Logs. SPE 58769, 2000, pp. 5.

61. Agbon I.S. at all. Resolving Unsertainties in Historical Data and Redevelopment of Mature Fields. SPE 81101, 2003, pp 6.

62. Genetti D.B. at all. Applying Improved Recovery Processes, and Effective Reservoir Management to maximize Oil Recovery at Salt Creek. SPE 81458, 2003, pp 10.

63. Verbruggen Rini, Pannet Stephen, Stone Greg. Understanding Reserves Uncertainties in a Mature Field by Reservoir Modeling. SPE 77896, 2002, pp 17.

64. Williams Bob. Progress IOR technology, economics deemed critical to staving off world's oil production peak. OWJ, ang. 14, 2003.