Совершенствование методов анализа разработки многопластовых нефтяных месторождений в условиях техногенного воздействия на продуктивные пласты

Саттаров, Равиль Зайтунович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование методов анализа разработки многопластовых нефтяных месторождений в условиях техногенного воздействия на продуктивные пласты
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов анализа разработки многопластовых нефтяных месторождений в условиях техногенного воздействия на продуктивные пласты"

На правах рукописи

САТТАРОВ РАВИЛЬ ЗАЙТУНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ТЕХНОГЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ

Специальность 25 00 17-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма-2006

003068004

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть»

Научный руководитель

доктор технических наук, с н с. Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, с н с.

Иктисанов Валерий Асхатович,

кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Салимов Вячеслав Гайнанович

Ведущая организация

Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья, филиал ОАО «ВНИИнефть» (РНТЦ ОАО «ВНИИнефть»)

Защита состоится 25 01,2007г в 16 часов на заседании диссертационного совета Д.222 018 01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу 423236, Республика Татарстан, г.Бугульма, у л Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотек института ТатНИПИнефть Автореферат разослан 24 декабря 2006 года

Ученый секретарь

д т н, с н с.

диссертационного совета,

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

На месторождениях республики Татарстан основную часть в структуре остаточных извлекаемых запасов нефти занимают трудноизвлекаемые, к которым относятся запасы высоковязких нефтей, в малопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах и в водонефтяных зонах с малой нефтенасыщенной толщиной. Одной из важнейших проблем при разработке месторождений является выявление местоположения трудноизвлекаемых запасов и повышение эффективности вовлечения их разработку.

На поздней стадии разработки многопластового месторождения одним из значимых факторов, влияющих на выработку запасов нефти, является техногенное воздействие на пласт в течение всей истории разработки Известно, что техногенное воздействие приводит к изменению коллекторских свойств пласта и физико-химических свойств нефти и воды, что необходимо учитывать при оценке начальных и остаточных запасов нефти, геолого-технологическом моделировании, анализе разработки и выработке рекомендаций по ГТМ на различных этапе разработки.

Цель работы Повышение эффективности разработки заводняемых многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей.

Основные задачи исследований:

1. Изучение влияния геологических особенностей месторождений и техногенных факторов на выработку запасов нефти.

2. Изучение особенностей выработки запасов нефти в заводненных коллекторах многопластового нефтяного месторождения.

3. Разработка методики построения геолого-технологической модели с учетом изменяющихся во времени коллекторских свойств пласта и свойств флюидов.

4 Совершенствование методов оценки начальных балансовых запасов нефти в зависимости от особенностей сетки скважин, динамики бурения скважин и изменяющихся во времени характеристик пласта и флюидов.

5 Анализ влияния отключения скважин на технологические показатели соседних скважин и определение режимов их работы с применением геолого-гидродинамической модели.

6. Разработка методики комплексного применения систем картопостроения при анализе выработки запасов нефти на различных этапах проектирования разработки

Научная новизна

1. Установлен характер зависимости изменения проницаемости коллекторов от геолого-технологических параметров многопластового нефтяного месторождения

2. Установлена зависимость распределения гидродинамически «обособленных» тел многопластовой залежи нефти от степени и характера расчлененности, текущих пластовых давлений и коэффициента охвата заводнением по толщине

3. Определены принципы выделения участков с локализацией остаточных запасов нефти заводненного многопластового месторождения дифференцировано по пластам по степени охвата заводнением на основе гидродинамического моделирования

4. Выявлено влияние направления движения фильтрационных потоков на обводненность скважин при полной остановке скважин и их периодической эксплуатации перед остановкой

Основные защищаемые положения.

1. Методика выделения участков локализации остаточных запасов нефти многопластового месторождения путем применения результатов гидродинамического моделирования.

2 Методика выделения техногенных гидродинамически «обособленных» тел, образованных за счет кольматации пласта.

3. Геолого-технологическая модель, построенная с учетом изменяющихся во времени коллекторских характеристик пласта и флюидов в процессе разработки.

4. Методика определения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин в условиях отключения малодебитных и высокообводненных.

5. Новые решения при оценке начальных балансовых запасов нефти в зависимости от особенностей сетки скважин, динамики бурения скважин и изменяющихся во времени характеристик пласта.

6. Методика комплексного применения систем картопостроения при анализе выработки запасов нефти.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики и на использовании современных методов математического моделирования процессов в пласте.

Достоверность

Достоверность полученных результатов подтверждается сопоставлением модельных данных с фактическими показателями разработки, статистическими данными по различным объектам разработки, с результатами счета на контрольных примерах, с результатами их применения в промысловых условиях.

Практическая значимость и реализация результатов исследований.

С использованием предложенных в работе методов анализа разработки нефтяных многопластовых месторождений выполнен автоматизированный расчет остаточных балансовых запасов нефти и текущих коэффициентов нефтеизвлечения в заводненных зонах пластов кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения. Разработаны методики и технологии построения комплексных карт путем сопоставления карт выработки запасов нефти, рентабельности с геологическими картами. Результаты, полученные с применением предложенных в работе методик, включены в проектные документы разработки площадей Ромашкинского месторождения.

Предложенные технологии и методики анализа разработки заводненных коллекторов, методика определения режимов работы скважин в условиях отключения нерентабельных применены на практике при регулировании разработки на Абдрахмановской площади в НГДУ «Лениногорскнефть» и дали среднегодовой экономический эффект от внедрения 450 тыс. руб.

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на региональной научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемычи запасами» (г. Ижевск, 2003г.), на Всероссийском научно-практическом семинаре «Использование информационных технологий при разработке месторождений нефти и газа» (НГДУ «Иркеннефть», 2004г.), юбилейной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г.Бугульма, 2006 г.)

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 100 наименований. Объем работы составляет 134 страницы, в том числе 50 рисунков, 15 таблиц

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка и решение задач, моделирование процессов разработки, анализ полученных результатов В ведущих рецензируемых научных журналах по списку ВАК РФ опубликовано 3 статьи.

Краткое содержание работы.

Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы совершенствования системы разработки залежей нефти с учетом характера влияния геологических условий и техногенных факторов на выработку запасов нефти, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее реализация в промышленности.

Изучению этих вопросов посвящены работы ученых-исследователей Абдулмазитова Р.Г., Аширова К.Б , Батурина Ю.Е., Блинова А.Ф , Булыгина В Я., Булыгина Д В., Вахитова Г.Г., Волкова Ю.А., Викторина В Д , Гавуры A.B., Данилова В.А., Дияшева Р.Н , Желтова ЮП, Желтова М.Ю., Закирова С Н., Ибагуллина P.P., Колганова В.И , Лыкова H.A., Лысенко В.Д., Майдебора В.Н., Молоковича Ю.М., Муслимова Р.Х., Непримерова H.H., Ромм Е С., Рыжика В М , Сургучева М.Л., Теодоровича Г.И , Тронова В.П , Тронова А В , Фазлыева Р.Т., Хисамова P.C., Хисамугдинова Н.И., Чекалина АН , Швецова И А., Щелкачева В.И.

В первой главе изложены результаты изучения и исследования влияния таких факторов, как изменение во времени пористости и проницаемости коллекторов по площади и разрезу отложений пашийского горизонта Ромашкинского месторождения, качество и количество закачиваемой воды и других на выработку запасов нефти, представлены методические положения и практическая реализация их при выделении гидродинамически «обособленных» тел.

Как известно, различный характер залегания пластов в верхней и нижней пачке пластов пашийского горизонта (рис.1) определяет различную выработку запасов нефти в них. Установлено, что в пижнепашийских отложениях выработка запасов происходит более равномерно, чем в верхнепашийских. В верхней пачке пластов выработка происходит менее равномерно вследствие менее однородного распределения коллекторов. Это подтверждается более низкими коэффициентами охвата в пластах верхнепашийских отложений. Так для верхнепашийских отложений среднее значение коэффициента охвата составляет 0,48, для пижнепашийских отложений - 0,63.

а) б)

Г". ' . *

«г» Ч •

'^'¿va - v ,

i'Ci^-i.'"' -с-'У- -

Рис.1. Карта песчанистости по верхнепашийским а) и нижнепашийским б)

отложениям Ромашкинского месторождения (темным цветом обозначены высокие значения коэффициента песчанистости)

В работе изучен характер изменения проницаемости по толщине разреза пашийского горизонта Ромашкинского месторождения. Толщина каждого пласта была разбита на 10 слоев, в каждом слое - рассчитано среднее значение абсолютной проницаемости по геофизическим исследованиям и переинтерпретированным данным скважин По результатам анализа распределения значений проницаемости по толщине разреза сделаны заключения, что по пластам Д1а-бЗ проницаемость увеличивается от кровли к середине пласта и далее уменьшается к подошве, по пласту Д1в проницаемость увеличивается от кровли к подошве, по пласту Д1г и Д1д проницаемость увеличивается от подошвы к кровле.

Для анализа изменения обводненности при различных распределениях проницаемости по разрезу были определены псевдоотносительные проницаемости для пластов верхне- и нижнепашийских отложений объекта. После обводнения п-го пропластка усредненное значение водонасыщенности увеличивающейся заводненной толщины рассчитывается по выражению (1). Оно представляет собой средневзвешенную по толщине и пористости

водонасыщенность. Первый член в числителе указывает число обводнившихся пропластков,

а второй - число необводнившихся пропластков, насыщенных остаточной или связанной водой

п N (1)

, 1Г1 ОГ ^ , 1Г1 <л>

£ _ I — 1_I I = п +1_L

и> N

2М 1 = 1

где: й, - толщина ¡-го слоя,

ф - пористость ¡-го слоя,

5 - водонасьпценность ¡-го слоя, №

Я - остаточная нефгенасыщенность 1-го слоя,

М-общее число пропластков.

Осредненные по толщине относительные фазовые проницаемости - это средневзвешенные произведения граничных значений проницаемости и толщины. Для воды суммируются значения по обводненным пропласткам - уравнение (2), а для нефти по необводнившимся - уравнение (3)

п (2)

2 Н к к , ' I гк, к' -1

т N п

I = 1

N (3)

£ Л к к

4« *

" I «

. = 1 ' '

где:

к. - абсолютная проницаемость 1-го слоя,

к' - относительная фазовая проницаемость для воды,

- относительная фазовая проницаемость для нефти

Л^— общее число пропластков, п- число обводнившихся пропластков.

Процедура осреднения заключается в переходе от 2-хмерного описания вытеснения нефти водой к одномерному.

Расчеты обводненности пласта-коллектора основаны на теории движения отдельных фаз

(4)

/ = (4>

где:

Чо и ч. - дебиты нефти и воды,

Во и В» - коэффициенты объемного расширения воды и нефти

Далее, применяя расчеты дебитов нефти и воды с учетом гравитации и отсутствием капиллярного давления, приведенное к поверхностным условиям уравнение изменения доли воды в многофазном потоке принимает следующий вид:

к„, (5)

г = 1

' Ь^+^И. 1 I

где/ - доля воды в многофазном потоке в 1-ом слое,

к*, ' эффективная проницаемость по воде в 1-ом слое.

Зная значение средней водонасыщенности в 1-ом слое, получим кривую зависимости обводненности от водонасыщенности (рис.2.)

1 о -

О 9 -080 7 -0 6 -0 5 -О 4 -03 -О 2 -0 1 -0 0 -

Доля воды в потоке при возрастании

проницаемости • ♦ *

02 04 06

средняя водонасыщенностъ

■ ОТ подош вы к кровле

► ОТ Кров™ к подошве

Рис. 2. Зависимость доли воды в потоке от средней водонасыщенности

Кривые были построены при одном значении коэффициента подвижности для обоих случаев изменения проницаемости от кровли к подошве Исходя из полученных зависимостей следует, что характер обводненности по верхней и нижней пачкам пашийского горизонта в основном подчиняется данным закономерностям Результаты анализа изменения годовой обводненности по верхней и нижней пачкам пашийского горизонта в процессе разработки с применением методики распределения отборов по пластам подтверждают наличие влияния распределения проницаемости по толщине разреза на процесс вытеснения нефти водой.

Далее приведены виды техногенного воздействия и возможные последствия в изменении характеристик пласта и флюидов.

Установлено, что доля низкопродуктивных коллекторов кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения в процессе разработки увеличивается, высокопродуктивных - уменьшается

Кроме того, в работе представлены данные о характере изменения коллекторских свойств по пластам по типам пород кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения. В данной работе были использованы различные варианты интерпретации геофизических исследований скважин Для анализа динамики изменения коллекторских свойств во времени пласта были использованы данные по пористости и проницаемости (рис.3)

—«-Д1А

Д1Б1 —И—Д1Б2 » Д'БЗ

—•-Д1В

-1-Д1Г1

——Д1Г2.3

-Л'Я

Рис.3. Графики изменения средневзвешенных по толщине коэффициентов пористости, определенных по скважинам, пробуренным в разные периоды времени для различных пластов

По результатам статистического анализа построена диаграмма квантилей для распределения проницаемости по пашийскому горизонту Ромашкинского месторождения в различные периоды времени (рис. 4.), по которому видно, что в диапазоне значений проницаемости от 0 до 7-102 мкм2 количество определений увеличивается в процессе разработки, в диапазоне от 7-102 мкм" и выше - уменьшается Полученный результат указывает на то, что в низкопроницаемых коллекторах ухудшение коллекторских свойств пород происходит особенно заметно за счет «застревания» частиц в мелких порах пород.

Рис 4. Диаграмма квантилей для распределения проницаемости в разные периоды разработки

Для определения степени влияния типа и объема закачиваемой воды на коллекторские свойства пласта в процессе выполнения работы был проведен анализ по изменению соотношения закачки воды различных типов во времени. Результаты анализа приведены на рис.5, где показан характер распределения закачки вод различных типов в

процессе эксплуатации нагнетательных скважин на протяжении всей разработки Ромашкинского месторождения

197Т) 1990 1990 2000 2010

Рис 5 Распределение закачки вод различных типов по Ромашкинскому месторождению.

Автором проведены исследования по изучению влияния типа (пресная и сточная) и объема закачиваемой воды на коллекторские свойства пласта. Поскольку закачиваемая пресная вода содержит преимущественно относительно крупные механические частицы (53,3-57,9%), а в сточных водах содержатся в основном мелкие частицы, доля которых колеблется от 58,6 до 73,3%, то процессы кольматации пластов в зонах нагнетания пресной воды и зонах нагнетания сточной воды по интенсивности и динамике должны носить различный характер. Для проверки этого были отобраны нагнетательные скважины, которые эксплуатируются и нагнетают воду длительное время (в течение 10-20 лет) и пробуренные до 1970 года. Выявлены реагирующие на них добывающие скважины, пробуренные после 1970 года. Проведен анализ по данным интерпретации ГИС динамики изменения во времени пористости и проницаемости за период с 1970 по настоящее время. Установлен характер зависимости изменения коллекторских свойств от объемов закачки воды. Значение объема закачки принималось на момент бурения добывающей скважины. По графикам зависимости проницаемости от объемов закачки (рис.6) видно, что при больших объемах закачки пресной воды кольматация пород происходит более интенсивно, при этом характер снижения проницаемости для алевролитов более интенсивный, чем для песчаников.

- пресная вода

-сточная вода

Рис.6. Зависимость проницаемости от объемов закачки воды

В процессе выполнения работы установлено, что на изменение коллееторских свойств влияет комплекс факторов: количество нагнетательных скважин на единицу площади, соотношение нагнетательных и добывающих скважин, плотность сетки скважин, объемы закачки воды, тип закачиваемой воды, пластовое давление, расчлененность объекта, песчанистость.

На примере Ромашкинского месторождения проведено определение зависимости изменения проницаемости от различных геолого-промысловых характеристик. Для этой цели была использована геолого-статистическая модель изменения проницаемости в зависимости от различных факторов путем математической обработки экспериментальных данных методом многофакторного корреляционного анализа была получена. Для анализа были рассмотрены следующие геолого-промысловые параметры.

Г^нагн - количество нагнетательных скважин на единицу площади, ед/м2;

М - отношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих;

В — обводненность добываемой продукции скважины, %;

Кпем - коэффициент песчанистости, д ед ;

О - плотность сетки скважин, га/скв.

О - объемы закачки воды на единицу площади, м3/га

К1В - коэффициент, определяющий отношение объемов закачки пресной воды к объему закачки сточной, д.ед И - расчлененность объекта, Корреляционный многофакторный анализ влияния различных факторов на изменение проницаемости в процессе разработки был проведен для различных типов коллекторов- малопродуктивные (алевролиты) ДКпр=0,187 N„„„4 40,2М - 0,102В - 33,ЗКпеСч-11,30 + 0,2к^(<3)- 0,102 К1Е -6,8 К (6)

с корреляционным отношением И2 =0,645 - высокопродуктивные глинистые коллектора АК„р=0,187 Мяагн +37,2 М -0,112В-31,ЗКПесч-Н,3*0 н-0,2к^((2) - 0,102 К™ -4,3 К (7)

с корреляционным отношением И' =0,636

В данной главе также представлены методические положения, связанные с выделением гидродинамически «обособленных» тел с применением АРМ Геолога Лазурит и систем картопостроения. Автором, показано, что в условиях внутриконтурного заводнения и при высокой степени разбуренности объекта косвенным показателем закольматированности пласта могут являться зоны с пониженным пластовым давлением, указывающие на то, что данный участок не имеет гидродинамической связи с зоной нагнетания. В этом случае закольматированный участок эксплуатируется только за счет упругих сил пласта и

насыщающих их флюидов. Известно, что нефтеизвлечение при работе пласта на Этом режиме будет характеризоваться низкими значениями. Для проверки этого положения были рассчитаны средние значения л,часювого давления за последний 10-тилетний период эксплуатации площади по верхнепашийским отложениям (пласты Д1а-Д1бЗ), по нижпспашийским отложениям (пласты ДIк-ДJл). 11ри расчете по верхнепашийским отложениям учитывались значения давлений в том случае, если на момент замера давления был перфорирован только пласт, входящий в группу пластов Д1а-Д]бЗ. Такой же подход был применен при расчете средних значений пластовых давлений по нижнепашийским отложениям (пласты Д1в-Д1д), после чего были оценены удельные остаточные запасы нефти по каждой скважине и по каждому пласту. Эти данные позволили выявить зависимость текущего коэффициента нефтеизвлечения от значений среднего за 10-тилетннй период пластового давления но верхним. нижним и в целом по иашийским отложениям. Полученные данные позволили построить карты средних за ¡995-2005 г.г. пластовых давлений и карг песчанисто«™ пластов Д1а-Д1бЗ и Д1в-Д1д с нанесенном на них зон с низкими текущими КИ1L В результате были определены гидродинамически «обособленные» тела по верхней и нижней пачке нашинского горизонта 1'омашкипского месторождения.

Зн. ЙК

а) б)

Рис.7. Фрагменты карт песчаписгости а) и средних за 1У95-2005 г.г. пластовых

давлений б) пластов Д 1а- Д163 (Зоны с низкими текущими КИП отмечены синей шт риховкой)

Их анализ показывает, что из карте пластовых давлений зоны с низкими значениями пластовых давлений в основном совпадают с зонами с низкими значениями текущего КИП (рис.76.). Кроме того, на карте песчапистосги зоны с низкими значениями текущего КИН совпадают с областями, при граничны ми к Песчанистым телам (рис.7а,). Это подтверждает справедливость предположения о кольматации межноровых каналов и зонах перехода от

коллекторов с высокой проницаемостью к коллекторам с низкой проницаемостью, т.е., с одной стороны, происходит, депелитизация (вынос частиц) из высокопроницаемых коллекторов, с другой - закупорка малопроницаемых пластов. Опыт использования полученных карт показал, что они дают возможность более обоснованного выбора мероприятий для вовлечения в разработку невыработанных запасов.

Во второй главе приведена методика автоматизированного подсчета запасов нефти и текущих коэффициентов нефтеизвлечения в заводненных зонах Приведены результаты оценки выработанности запасов в заводненных зонах пластов по интегральным показателям. Автором показано, что текущий коэффициент нефтеизвлечения в заводненных зонах был рассчитан 2 способами-

Первый способ - по накопленной добыче нефти:

кии=0^1_ (6)

^баялач

где: К11Н - текущий коэффициент нефтеизвлечения; 0-"акоп -добыча нефти накопленная; 2бал.нач._началы1ые балансовые запасы нефти Второй способ - по балансовым остаточным запасам, рассчитанным по результатам гидродинамического моделирования-

^^^^ _ иач — ("7 )

где Ъбал.ост. - остаточные балансовые запасы нефти

Как известно, интегральные показатели дают общее представление о выработке запасов нефти по заводненным зонам в пластах, поэтому для выявления зон с локализацией остаточных запасов нефти был выполнен анализ результатов гидродинамического моделирования дифференцированно по пластам. По результатам гидродинамического моделирования был произведен расчет остаточных нефтенасыщенных толщин (рис.8), начальных и остаточных балансовых запасов нефти и проверка балансового соотношения в целом по горизонту и по пластам.

го.-гфост)[ (8)

где Та1 - начальные балансовые запасы <-го пласта,

2(11 ост) 1 - остаточные балансовые запасы, рассчитанные по остаточной нефтенасыщенной толщине Ь^т ¿-го пласта;

- накопленная добыча нефти /-го пласта

11 работе приведены результаты оценки выработан но сти запасом нефти в заводненных зонах пластов по коэффициенту охвата но толщине пластов и остаточным нефтснысыщеннмм толщинам. Выполнено выявление зон со значениями коэффициента охвата по толщине менее (J.6 и остаточной нефте насыщенной толщиной более 2 метров по пластам пашиискош горизонта. 11ри совмещении полученных зон были выделены участки с наименьшим охватом заводнением и локализацией остаточных запасов нефти По горизонту в целом.(рис.9.)

Рис.9. Карта совмещенных зон локализации остаточных запасов нефти но пластам Д 1ф-Д1д (фрагмент)

В работе представлена раз|нбоганная автором методика выделения участков с локализацией осгагочных запасов нефти заводненного многопластового месторождения то

степени охвата заводнением дифференцировано по пластам. Для выделения перспективных для доразработки участков предложено использовать следующие методические решения' - Расчет интегральных показателей разработки в заводненных зонах пластов;

- Построение геолого-технологической модели объекта разработки;

- Расчет остаточных геологических параметров, построение карт остаточных параметров и карт выработки запасов нефти по пластам;

- Выделение участков локализации остаточных запасов нефти по пластам и по горизонту в целом;

- Детализация и уточнение модели в перспективных участках;

- Анализ текущего геолого-технологического состояния скважин, определение текущего коэффициента нефтеизвлечения участков;

- Уточнение перспективных участков для доразработки и выбор скважин для проведения мероприятий;

- Выработка рекомендаций по совершенствованию разработки на участках.

В третьей главе проведено обоснование необходимости учета изменяющихся во времени коллекторских свойств пласта при оценке начальных балансовых запасов нефти, моделировании пластовых систем и проектировании разработки.

С целью совершенствования методов моделирования пластовых систем многопластовых месторождений с длительной историей разработки в работе предложена технология построения геолого-технологической модели с учетом изменения коллекторских свойств пласта, свойств нефти и воды.

На первом шаге строится геолого-технологическая модель без учета изменения коллекторских свойств пласта, свойств нефти и воды во времени. Далее вся история разработки делится на временные интервалы 1...П. Длительность интервала определяется исходя из интенсивности бурения скважин, соотношения количества добывающих и нагнетательных скважин, сходимости результатов фактических и модельных данных по дебитам нефти и воды при адаптации модели без учета изменения коллекторских свойств пласта, свойств нефти и воды. В случае пересечения трендов изменения фактических и модельных данных по дебитам нефти и воды временными границами между этапами принимаются даты в точках пересечения трендов. На каждом интервале времени строится геолого-технологическая модель. При этом геологическая модель строится по параметрам, определенным по скважинам, пробуренным в периоды времени 1,2 ...п этапов. На первом этапе учитываются все исходные начальные геологические параметры на конечный момент этапа. На каждом последующем этапе для каждой скважины рассчитывается коэффициент

вероятности изменения параметра во времени. При значении этого коэффициента менее 0,8, параметр при построении модели не учитывается.

К основным параметрам, изменяющимся во времени и влияющими на результаты моделирования автором отнесены: пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, вязкость нефти и воды, плотность нефти и воды, пластовое давление, давление насыщения, процентное содержание компонентов насыщающих пласт флюидов, газовый фактор. При построении гидродинамической модели и адаптации модели по истории разработки строится последовательность моделей в зависимости от количества этапов, на которые разбивается история разработки, при этом конечные результаты моделирования по расчетам насыщенностей флюидов, пластовых давлений, давления насыщения на предыдущем этапе являются начальными на последующем.

В рассматриваемой главе приведены результаты расчетов технологических показателей по различным вариантам, отличающимся по учету ряда параметров. Всего было рассчитано четыре варианта (рис.10).

вариант 1 - без учета изменения коллекторских свойств пласта, свойств нефти и воды; вариант 2-е учетом изменения свойств нефти и воды; вариант 3-е учетом изменения коллекторских свойств пласта; вариант 4-е учетом изменения коллекторских свойств пласта, свойств нефти и воды

Рис.10. Сравнение результатов моделирования с учетом изменения коллекторских свойств пласта, свойств нефти и воды и без их учета.

Далее в данной главе представлены результаты исследования влияния динамически изменяющихся параметров и особенностей территориального расположения скважин на оценку начальных запасов нефти. Для анализа влияния сетки скважин и динамики бурения скважин на оценку запасов нефти в работе был принят тестовый участок месторождения: 9

скважин расположены ян>три внутреннего контура нефтеносности, две скважины располагаются в зоне не коллектора, две скважины - в водоносной зоне. (вариант 1). Но варианту 2 к существующим скважинам добавлены скважины, пробуренные по дополнительной сетке: две скважины, расположенные между зоной неколлектора и скважинами, пробуренных по основной сетке; две скважины, расположенные между водоносной зоной и скважинами, пробуренных по основной ссткс. (рис.1!)

¿к

Вариант I Вариант 2

Рие.11. Схема расположения скважин с основной и дополнительной сеткой

ÍS работе выполнена оценка запасок по обоим вариантам. При этом разница между запасами, рассчитанными по вариантам составляет более 5%.

Для изучения влияния особенностей сетки скважин на оценку запасов были проведены расчёты по определению основных параметров, влияющих на оценку запасов Ромашки некого месторождения, /[ля этого были приняты площадь нефтеносности, средняя нефтенасыщейная толщина для скважин, пробуренных до i970 года и для скважин, пробуренных до 2006 года. Количественные емкостные параметры принимались постоянными при расчётах по двум вариантам. Наибольшие расхождения при подсчете по двум вариан там ¡наблюдаются по пластам верхнепашийеких отложений Д1а-Д 163 (до 13%), наименьшие - по пластам Ни жне пашийских отложений Д1г-Д1д. Как правило, при оценке запасов нефти граница «ко л лекто р-неколлектор» принимается посередине расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и нею ллектор. Несмотря па высокую плотность сетки скважин, такой подход может приводить к погрешностям, так как лоля неколлекторов по пластам высокая. На Ромашкинсхом месторождении в основном наблюдается замещение коллектора неколлектором. Поэтому при вскрытии пласта-коллектора даже с большой толщиной коллектора, отодвигание зоны коллектора до середины расстояния между коллектором И неколлектором не всегда оправданно. По результатам анализа влияния сетки

скважин на изменение запасов нефти сделан вывод о том, что необходимо более обоснованно определять границы «коллектор-неколлектор». Особенно это актуально на поздней стадии разработки и на расчлененных объектах с обширными зонами напластования коллекторов, глинистых коллекторов и неколлекторов. К таким пластам относятся пласты верхнепашийских отложений Д1а-Д1бЗ. По пластам нижнепашийских отложений Д1в-Д1д, где наблюдается расчлененность и замещение коллекторов неколлекторами в меньшей степени, влияние определения границы «коллектор-неколлектор» на оценку запасов не столь значительное.

Таблица Влияние определения границы «коллектор-неколлектор» на оценку запасов

Пласт Площадь нефтеносности тыс.м2

По существующему По предложенному

алгоритму алгоритму

Д1А 30432.9 28911.26

Д1Б1 15014.1 14263.4

Д1Б2 14029.9 13328.41

Д1БЗ 14738.8 14001.86

Всего по

Д1А-Д1БЗ 74215 7 70504.92

По тем пластам, по которым получены наибольшие отклонения значений продуктивных площадей, были построены числовые поля методом спроецированных наклонов с различными коэффициентами и весами, влияющими на области построения коллекторов и неколлекторов. В каждой контрольной точке программа рассчитывает локальный наклон (простирание и падение) поверхности. Они могут сочетаться с заданными пользователем наклонами путем введения весов для каждой контрольной точки. Вес определяется в зависимости от наклона тренда эффективной толщины. При направлении тренда от коллектора к неколлектору в сторону уменьшения вес значения в контрольной точке, находящейся в зоне неколлектора уменьшается, при направлении тренда от коллектора к неколлектору в сторону увеличения - увеличивается. Результаты расчетов приведены в таблице. Таким образом, в работе показано более обоснованное направление проведения границы «коллектор-неколлектор» и следовательно, выделение зон неколлекторов и продуктивных областей.

В четвертой главе приведена методика оценки остаточных запасов нефти и определения режимов работы скважин в условиях отключения скважин.

Низкий уровень эффективности разработки месторождений, выработавших 80% и более своего ресурса, предопределяет вывод из эксплуатации большего количества малодебитных и высокообводненных скважин из-за нерентабельности. При выводе большого количества скважин без учета состояния разработки возможно не достижение утвержденных коэффициентов нефтеизвлечения и разбалансирование созданных систем разработки на месторождении, что в конечном счете может привести к снижению текущих уровней добычи нефти.

При остановке нерентабельных добывающих скважин возможно обводнение окружающих добывающих скважин и потери в текущей добычи нефти. В условиях неоднородного пласта при закачке воды в нагнетательные и отборе продукции из добывающих скважин нефть вытесняется прежде всего из высокофильтрующейся части пласта. Если в начальной стадии разработки фронт вытеснения характеризуется неравномерностью, связанной с геологическим строением участка месторождения и насыщающих его флюидов, то при замещении нефти водой неравномерность фронта все больше усиливается. Происходит все большее снижение фильтрационных сопротивлений в направлениях высокопроницаемых зон по сравнению с фильтрационными сопротивлениями зон низкой проницаемости из-за более интенсивного снижения вязкости пластового флюида в этих зонах при замещении нефти водой. Поэтому в данной работе, с целью предотвращения преждевременного прорыва фронта закачиваемой воды через высокопроницаемую зону при отключении нерентабельной скважины и предотвращения защемления нефти по направлению низкопроницаемой части пласта в зоне малообводненных и обводнения окружающих, предлагается нерентабельную скважину до ее отключения эксплуатировать периодически в течении 3-5 месяцев, а в нагнетательную скважину уменьшать закачку на объем, равный уменьшению отбора жидкости из нерентабельной скважины при ее периодической эксплуатации.

Кроме того, периодическая эксплуатация нерентабельной скважины приводит к уменьшению отбора жидкости, при этом, как следствие, уменьшается отбор воды и в то же время "отвлекается" часть закачиваемой воды и исключается обводнение окружающих скважин. Благодаря регулирующему действию нерентабельной скважины за счет отбора лишней жидкости происходит выравнивание фронта движения вытесняющего агента.

Контроль за тем, произошло ли уменьшение темпа роста обводненности добываемой продукции (как следствие уменьшение отбора попутно добываемого вытесняющего агента), осуществляется по скважинным характеристикам вытеснения окружающих скважин. При отклонении характеристики вытеснения по окружающим скважинам в сторону оси накопленной добычи нефти (увеличение подвижных запасов нефти) или сохранении

сложившейся характеристикой вытеснения необходима полная остановка нерентабельной скважины.

Прогноз технологических показателей, рассчитанных с применением гидродинамического моделирования, при периодической эксплуатации нерентабельных скважин до их остановки и их полной остановке приведены на рисунках 12 и 13. По результатам анализа прогнозных технологических показателей по 3-м вариантам до 2010 года были получены следующие выводы:

- при остановке нерентабельных скважин происходит снижение дебита нефти по участку;

—Факт

Годы

Рис.12. Прогнозный дебит нефти по участку при различных режимах работы нерентабельных скважин

2000

2005

2010

-с период, экплуат перед остановкой

2015

Рис.13. Прогнозная обводненность окружающих скважин по участку при различных режимах работы нерентабельных скважин

- полная остановка нерентабельных скважин на участке приводит к увеличению обводненности соседних скважин;

- режим работы скважин с периодической эксплуатацией перед остановкой приводит к менее значительным изменениям обводненности соседних.

В работе сделан вывод о том, что, с целью исключения разбалансирования созданных систем разработки на месторождении, необходим многофакторный анализ эффективности отключения малодебитного и высокообводненного фонда скважин. К факторам, которые необходимо учитывать при принятии решений по остановке скважин относятся: учет геологических особенностей исследуемых участков, неоднородность коллекторов по разрезу нефтяных пластов, текущее распределение запасов нефти и геолого-технологических параметров, динамика изменения фонда скважин и их взаимовлияния в процессе разработки

Основные результаты и выводы

Основными результатами работы являются следующие.

1. Разработана методика построения геолого-технологической модели с учетом изменяющихся во времени коллекторских свойств пласта и свойств флюидов, насыщающих пласт

2. Разработана методика выделения участков локализации остаточных запасов нефти многопластового месторождения на основе результатов гидродинамического моделирования

3. Разработана методика выделения образованных за счет кольматации пластов техногенных гидродинамически «обособленных» тел

4. Проведено моделирование с учетом изменяющихся во времени коллекторских характеристик пласта и флюидов в процессе разработки на 5 участках Ромашкинского месторождения с количеством скважин от 100 до 200. Это позволило уменьшить разницу между фактическими и модельными показателей на 5 -10% по сравнению с результатами моделирования без учета изменяющихся во времени коллекторских характеристик пласта.

5. В результате изучения влияния геологических особенностей месторождений и техногенных факторов на выработку запасов нефти установлено, что в процессе разработки в низкопроницаемых коллекторах ухудшение коллекторских свойств пород происходит значительнее, чем в высокопроницаемых. В диапазоне значений проницаемости от 0 до 7 1С 2

мкм2 количество определений увеличивается, в диапазоне от 7-102 мкм2 и выше -уменьшается.

6. Разработана методика определения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин в условиях отключения малодебитных и высокообводненных.

7. Проведен анализ влияния остановки скважин на технологические показатели соседних скважин и определение режимов их работы в условиях отключения скважин с применением геолого-гидродинамической модели. Установлено, что полная остановка скважин на месторождении с текущей обводненностью более 80% (при сетке 400x400 м) приводит к увеличению обводненности соседних скважин на 5-20%, режим работы скважин с периодической эксплуатацией перед остановкой приводит к менее значительным изменениям обводненности.

8. Предложены новые решения при оценке начальных балансовых запасов нефти в зависимости от особенностей сетки скважин, динамики бурения скважин и изменяющихся во времени характеристик пласта. Установлено, что по верхней пачке пластов пашийского горизонта Ромашкинского месторождения по предложенной методике значение запасов отличается до 5% по сравнению со значением, рассчитанным по существующей методике, что приводит к изменению проектного коэффициента нефтеизвлечения.

9. Разработана методика комплексного применения систем картопостроения при анализе выработки запасов нефти на различных этапах проектирования разработки. Создана программа конвертации из системы геолого-технологического моделирования данных по распределенным полям статических и динамических параметров.

10. Результаты, полученные с применением предложенных в работе методик, включены в проектные документы разработки площадей Ромашкинского месторождения. Предложенные технологии и методики анализа разработки заводненных коллекторов, методика определения режимов работы скважин в условиях отключения нерентабельных применены на практике при регулировании разработки на Абдрахмановской площади в НГДУ «Лениногорскнефть».

11. Для исключения отрицательного техногенного воздействия закачиваемых вод, приводящего, как показано в работе, к ухудшению коллекторских свойств пластов, необходима организация системы заводнения, в которой характеристики закачиваемых вод соответствовали бы свойствам продуктивных пластов.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин A.B., Латифуллин Ф.М., Саттаров Р.З. Использование информационных технологий для совершенствования системы разработки и контроля за разработкой на месторождениях ОАО «Татнефть»// Нефтяное хозяйство,-2006 -№11 С. 46-49

2. Латифуллин Ф.М., Саттаров Р.З, Рогова В.А. Построение карт плотности остаточных извлекаемых запасов нефти на примере площадей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений// Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов — основа рациональной разработки нефтяных месторождений Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений. - Альметьевск, 2000. -Т. 2. - С.205 - 212.

3. Латифуллин Ф.М., Саттаров Р.З., Рогова В.А., Файзуллин И.Н. Построение карт остаточных извлекаемых запасов нефти Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения// Нефть Татарстана. - 2001. - № 2. -С.13 - 17.

4. Саттаров Р.З., Латифуллин Ф.М., Рогова В.А., Ямурзин Р.И. Адаптация системы картографирования Z-Map к условиям ОАО Татнефть и ее использование для нефтяных месторождений// Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге 21 века Сборник научных трудов -Бугульма, 2000. - С. 174-178

5 Ибатуллин P.P., Саттаров Р.З., Абдулмазитов Р.Г. Анализ выработки запасов

нефти в заводненных зонах на примере Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения// Нефтяное хозяйство,- 2005. -№7 - С. 46-49

6. Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин А В., Саттаров Р.З. Особенности моделирования карбонатных отложений на примере Залежей 302, 303// Нефтяное хозяйство - 2005. -№7 - С.50-51

7. Абдулмазитов Р.Г , Саттаров Р.З., Петухов А.Г., Файзуллин И.Н. Анализ выработки запасов нефти в заводненных зонах многопластового нефтяного месторождения// Сборник докладов региональной научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами», Ижевск, 2003 - С. 30-35

8 Абдулмазитов Р.Г., Саттаров Р.З., Султанов A.C., Мотина Л И., Валовский К.В. Изменение режимов работы скважин в условиях отключения нерентабельных// Временная инструкция №903/0424 09 09 2003г. - 15 с

9. Саттаров Р.З. Учет изменения коллекторских свойств пласта при длительной разработке нефтяного месторождения// Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», Бугульма, 2006.- С.225-229

10 Насыбуллин A.B., Саттаров Р.З., Владимиров А.Б , Пузикова В.В. Информационные технологии на службе науки и производства - взгляд через века// Сборник ТатНИПИнефть. Научные труды - С. 136-138

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на цифровом дубликаторе RISO НС5500 тел (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 22 12 2006 г Заказ №12595 Тираж 100 экз

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Саттаров, Равиль Зайтунович

Введение -

Глава 1 Изучение характера влияния геологических условий и техногенных факторов на выработку запасов

1.1 Изучение влияния особенностей геологического строения многопластового месторождения на выработку запасов нефти

1.2 Виды и классификация техногенных факторов, влияющих на выработку запасов многопластовых месторождений

1.3 Учет изменения коллекторских свойств пласта при длительной разработке нефтяного месторождения

1.3.1 Изучение изменения свойств пласта в коллекторах различного типа

1.3.2 Влияние типа и объема закачиваемой воды на коллекторские свойства пласта

1.3.3 Методические подходы к выделению гидродинамически «обособленных» тел

Глава 2 Разработка ¡методики автоматизированного подсчёта запасов и текущих коэффициентов нефтеизвлечения в заводнённых зонах

2.1 Оценка выработанности запасов в заводненных зонах пластов по интегральным показателям.

2.2 Оценка выработанности запасов в заводненных зонах пластов по коэффициенту охвата по мощности пластов.

2.3 Разработка методики комплексного применения систем картопостроения при анализе выработки запасов.

Глава 3 Изучение влияния изменяющихся во времени коллекторских свойств пласта на результаты оценки начальных балансовых запасов, моделировании пластовых систем и проектировании разработки.

3.1 Технология построения геолого-технологической модели с учетом изменения коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти и воды

3.1.1 Этапы построения геолого-технологической модели с учетом изменения коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти и воды

3.1.2 Сравнение результатов моделирования с учетом изменения коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти и воды и без их учета. 74 3.2 Влияние динамически изменяющихся параметров и особенностей расположения скважин на оценку начальных запасов нефти. 79 3.2.1 Изучение влияния особенностей сетки скважин и уточнения зон неколлекторов на оценку запасов нефти.

Глава 4 Оценка остаточных запасов и определение режимов работы скважин в условиях отключения малодебитных и высокообводненных нерентабельных

4.1 Методика определения режимов работы скважин в условиях отключения малодебитных и высокообводненных.

4.2 Анализ изменения технологических показателей соседних скважин при отключении малодебитных и высокообводненных

4.3 Анализ изменения технологических показателей соседних скважин и участков при периодической эксплуатацией малодебитных и высокообводненных скважин перед их полной остановкой 114 Основные выводы и рекомендации 120 Список использованных источников

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов анализа разработки многопластовых нефтяных месторождений в условиях техногенного воздействия на продуктивные пласты"

Значительная часть запасов Ромашкинского месторождения на современной стадии разработки относится к категории трудноизвлекаемых. Основные запасы сосредоточены в пластах с высокой прерывистостью и расчленённостью, в низкопроницаемых коллекторах, в коллекторах с низкой начальной нефтенасыщенностью. Значительные объёмы запасов содержатся в водонефтяных зонах, которые также характеризуются высокой неоднородностью по проницаемости. Среди проблем, связанных с технологией разработки нефтяных месторождений, важное место занимает неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой из пластов, образование "языков" обводнения, извлечение больших объемов попутно добываемой воды, влияние техногенных факторов на выработку запасов. Особенно остро эта проблема встает при разработке запасов нефти в слоисто неоднородных пластах. В еще меньшей степени решена проблема доизвлечения остаточной нефти из заводненных зон пласта (увеличение коэффициента вытеснения нефти).

Все перечисленные факторы приводят к занижению значения проектного КИН, что требовало и требует внедрения новых технологических и технических решений, а также усиления контроля за разработкой с использованием современных геофизических и геолого-промысловых исследований.

Для изучения харакактера распределения остаточных запасов нефти в пластах в настоящее время используются геофизические и гидродинамические исследования скважин, а также специальные математические программы, позволяющие моделировать процесс разработки пласта. Как известно, для решения задачи наиболее полной отработки запасов основная роль отводится регулированию разработки.

В целом, отмечая сложность проблемы доразработки месторождений на поздней стадии разработки, необходимо признать отсутствие в настоящее время эффективных подходов к решению этой важнейшей проблемы. Это во многом объясняется тем, что имеющиеся попытки ее решения связаны, обычно, с рассмотрением лишь отдельных элементов данной проблемы (например, со - снижением обводненности добывающих скважин, повышением охвата пласта воздействием и т.п.). При этом зачастую используются технологии и технические решения, традиционные для ранней стадии разработки месторождений. Все изложенное выше указывает на то, что при доразработке заводненного нефтяного месторождения необходим специальный комплексный и детальный подход к решению возникающих проблем, базирующийся на максимальном учете имеющейся информации и накопленного опыта геологов, разработчиков, экономистов.

Большой вклад в изучение влияния геологических особенностей и техногенных факторов на выработку запасов нефтегазовых месторождений внесли целый ряд ученых и специалистов:

Абдулмазитов Р.Г., Аширов К.Б., Батурин Ю.Е., Блинов А.Ф., Булыгин В.Я., Булыгин Д.В., Вахитов Г.Г., Волков Ю.А., Викторин В.Д., Гавура A.B., Данилов В.А., Дияшев Р.Н., Желтов Ю.П., Желтов М.Ю., Закиров С.Н., Ибатуллин P.P., Колганова В.И., Лыков H.A., Лысенко В.Д., Майдебор В.Н., Молокович Ю.М., Муслимов Р.Х., Непримеров H.H., Ромм Е.С., Рыжик В.М., Сургучев М.Л., Теодорович Г.И., Тронов В.П., Тронов A.B., Фазлыев Р.Т., Хисамов P.C., Хисамутдинов Н.И., Чекалин А.Н., Швецов И.А., Щелкачев В.Н. и другие. [7,15,21,51,54-59,61,66,72,81,82,84,90] Актуальность проблемы.

На месторождениях республики Татарстан основную часть в структуре остаточных извлекаемых запасов нефти занимают трудноизвлекаемые. К ним относятся запасы высоковязких нефтей, в малопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах и в водонефтяных зонах с малой нефтенасыщенной толщиной. Одной из проблем при разработке месторождений является выявление местоположения трудноизвлекаемых запасов и повышение эффективности вовлечения их разработку.

Кроме того, на поздней стадии разработки многопластового месторождения одним из значимых факторов, влияющих на выработку запасов нефти, является техногенное воздействие на пласт в течение ъсей истории разработки. Известно, что техногенное воздействие приводит к изменению коллекторских свойств пласта и физико-химических свойств нефти и воды. Поэтому это необходимо учитывать при оценке начальных и остаточных запасов нефти, геолого-технологическом моделировании, анализе разработки и выработке рекомендаций по ГТМ на каждом этапе разработки.

Цель работы. Повышение эффективности разработки заводненных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей.

Основные задачи исследований:

2. Изучение особенностей выработки запасов нефти в заводняемых коллекторах многопластового нефтяного месторождения.

4 Совершенствование оценки начальных балансовых запасов нефти в зависимости от особенностей плотности сетки скважин, динамики бурения скважин и изменяющихся во времени характеристик пласта и флюидов.

5 Анализ влияния остановки скважин на технологические показатели соседних и определение режимов их работы в условиях отключения.

6. Разработка методики комплексного применения систем картопостроения при анализе выработки запасов нефти на различных этапах проектирования разработки.

Научная новизна.

1. Установлен характер зависимости изменения проницаемости коллекторов от геолого-технологических параметров многопластового нефтяного месторождения.

3. Определены принципы выделения участков с локализацией остаточных запасов нефти заводненного многопластового месторождения по степени охвата заводнением дифференцировано по пластам на основе гидродинамического моделирования

4. Показано влияние направления движения фильтрационных потоков на обводненность скважин при полной остановке скважин и периодической эксплуатации перед остановкой.

Основные защищаемые положения.

1. Методика выделения заводненных участков многопластового месторождения по степени выработки в них запасов нефти путем применения результатов гидродинамического моделирования.

2. Методика выделения образованных за счет кольматации пласта техногенных гидродинамически обособленных тел.

4. Методика определения режимов работы скважин в условиях отключения нерентабельных.

5. Методические решения оценки и точности подсчета начальных балансовых запасов нефти в зависимости от особенностей плотности сетки скважин, динамики бурения скважин и изменяющихся во времени характеристик пласта и флюидов.

6. Методика комплексного применения систем картопостроения при анализе выработки запасов нефти.

- Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики, на использовании современных методов математического моделирования процессов в пласте.

Достоверность

Практическая значимость и реализация результатов исследований.

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Ижевск 2003г.), на Всероссийском научно-практическом семинаре «Использование информационных технологий при разработке месторождений нефти и газа» (НГДУ «Иркеннефть» 2004 г.), юбилейной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г.Бугульма 2006 г.)

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 100 наименований. Объем работы составляет 134 страниц, в том числе 50 рисунков, 15 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Саттаров, Равиль Зайтунович

Основные выводы и рекомендации

Изложенные в диссертационной работе исследования характера влияния геологических условий и техногенного воздействия на многопластовое месторождение направлены на повышение эффективности при анализе разработки и планировании геолого-технологических мероприятий на поздней стадии разработки.

Основными результатами работы являются следующие:

1. Разработана методика построения геолого-технологической модели с учетом изменяющихся во времени коллекторских свойств пласта и свойств флюидов, насыщающих пласт.

2. Разработана методика выделения участков локализации остаточных запасов нефти многопластового месторождения на основе результатов гидродинамического моделирования.

3. Разработана методика выделения образованных за счет кольматации пластов техногенных гидродинамически «обособленных» тел.

9. Разработана методика комплексного применения систем картоиостроения при анализе выработки запасов нефти на различных этапах проектирования разработки. Создана программа конвертации из системы геолого-технологического моделирования данных по распределенным полям статических и динамических параметров.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Саттаров, Равиль Зайтунович, Бугульма

1. Абдулмазитов Р.Г. Исследование влияния некоторых-факторов на процесс разработки и нефтеотдачу многопластовых залежей нефти. //Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

2. Абдулмазитов Р.Г, Насыбуллин A.B., Петухов А.Г., Ахметов Н.З. Технология построения геолого- технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана// Нефтяное хозяйство.- 2003.- №8.- С. 75-79.

3. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами: Автореф. дис. докт. техн. наук.-УФА, 2004.-52 с.

4. Абдулмазитов Р.Г., Ошитко В.М., Ракутин Ю.В. и др. Исследование влияния различных факторов на текущую нефтеотдачу залежей нефти терригенного девона ТАССР // Труды ин-та ТатНИПИнефть. Выпуск XXXVIII. Бугульма, 1978.-С. 109-113.

5. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу// Повышение эффективностиразработки нефтяных месторождений: Тр./ ТатНИПИнефть. Бугульма, 1988.- Вып.62.

6. Дон Уолкотт Разработка и управление месторождениями при-заводнении//Второе издание, дополненное М.:2001-143 с.

7. Абдулмазитов Р.Г., Саттаров Р.З., Султанов A.C., Мотина Л.И., Валовский К.В. Изменение режимов работы скважин в условиях отключения нерентабельных// Временная инструкция №903/0424 09.09.2003г. 15 с.

8. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. -М.: Наука, 1976. 278 с.

9. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем /Пер. с англ. под ред. М.М. Максимова. М.: Недра, 1982. - 407 с.

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

11. Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н. и др. Подземная гидравлика// Учебник для ВУЗов -М.: Недра, 1986. 303 с.

12. Батурин Ю.Е., Майер В.П. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазовой фильтрации «Техсхема»//Нефтяное хозяйство. -2002.-№3.-С. 38-42.

13. Болотник Д.Н., Макарова Е.С., Рыбников A.B. и др. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии//Нефтяное хозяйство. 2001. - №3. - С. 7-10.

14. Булыгин В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974.-232 с.

15. Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1990. - 224 с.

16. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970. - 248 с.

17. Волков A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий м помощью ЭВМ.- Изд-во «Недра, 1988 222 с.»

18. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.-М.: КУбК-а, 1997.-351 с.

19. Гапонова JIM. Разработка системного анализа рациональной эксплуатации месторождений на основе гидродинамического моделирования: Автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень, 2002. - 24 с.

20. Гиматудипов Ш.К., Ширковский А.И., Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов 4-е изд., стереотипное. - М.:000 ТИД «Альянс», 2005.-31 1 с.

21. Гумерский Х.Х., Шахвердиев А.Х., Максимов М.М. и др. Совместное использование программных комплексов LAURA и ТРИАС для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей//Нефтяное хозяйство. 2002. - №10 - С. 56-59.

22. Данилов В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в иористой среде. М.: Недра, 1980. - 264 с.

23. Девис Дж. С. Статистический анализ в геологии. М.: Недра, 1990.-319 с.

24. Диков В.И., Насыбуллин A.B., Разживин Д.А. и др. Состояние разработки и перспективы внедрения 3D геолого-технологических моделей площадей Ромашкинского месторождения// Георесурсы. 2001. - № 4. - С. 10-11.

25. Диков В.И., Разживин Д.А., Насыбуллин A.B. и др. Разработка методических подходов к 3D моделированию площадей Ромашкинскогоместорождения с применением средств Stratamodel и Desktop-VIP // Нефть Татарстана. 2000. - № 1. - С. 51 -54.

26. Дияшев Р.Н., Костерин A.B., Скворцов- Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах.- : Из-во Казанск. Ун-та, 1999.-238 с.

27. Добрынин В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. Изд-во «Недра», 1970. - 239 с.

28. Жужиков В.А. Фильтрование. Теория и практика разделения суспензий. М.: Государственное научно-техническое издательство химической литературы - 1961 - 304 с.

29. Закс JI. Статистическое оценивание. М.: Статистика, 1976. - 597с.

30. Зелявинская O.E., Чуприна О.В. Влияние объема информации на качество графического представления материалов

31. Зиннатуллин Н.Х., Султанов С.А. Определение нижних пределов параметров продуктивных коллекторов. РНТС// Нефтегазовая геология и геофизика. 1981. - № 12. - С. 26-29.

32. Ибатуллин .P.P., Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин A.B., Саттаров Р.З. Особенности моделирования карбонатных отложений на примере Залежей 302, 303 // Нефтяное хозяйство, № 7, 2005 г.

33. Ибатуллин P.P., Саттаров Р.З., Абдулмазитов Р.Г. Анализ выработки запасов нефти в заводненных зонах на примере Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения// Нефтяное хозяйство, № 7, 2005 г.

34. Ибатуллин P.P. Создание методов увеличения нефтеотдачи пластов с целью их применения на поздней стадии разработки месторождений заводнением (на примере нефтяных месторождений Татарстана): Автореф. дис. докт. техн. наук. М., 1995. - 50 с.

35. Ибатуллин P.P., Насыбуллин A.B. Информационные технологии в разработке нефтяных месторождений// Нефть и жизнь. 2004. - № 4. -С. 48-49

36. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. -414 с.

37. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. -Москва: Ижевск, 2003. 127 с.

38. Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов- основа рациональной разработки нефтяных месторождений. Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск,5-9 июня 2000 г.

39. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, Москва 1956.-362 с.

40. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования /Пер. с англ. под ред. М.М. Максимова. - М.: Недра, 1979. -303 с.

41. Кузнецов A.M., Ковалев А.Г., Сальников Д.И. и др. Влияние анизотропии напряженного состояния на фильтрационные характеристики пород-коллекторов// Нефтяное Хозяйство. 1997. - № 7. - С. 44-45.

42. Латифуллин Ф.М. Развитие методов анализа разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей на основе системы автоматизированного проектирования. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

43. ЛатифуллинФ.М., Саттаров Р.З., Рогова В.А., Файзуллин И.Н Построение карт остаточных извлекаемых запасов нефти Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения Нефть Татарстана, №2, 2001

44. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 516 с.

45. Майер В.П. Области применения гидродинамических моделей трехфазной фильтрации «Техсхема» и нелетучей нефти//Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8 - С. 44-47.

46. Майер В.П., Батурин Ю.Е. Программный комплекс «Техсхема» // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 2 - С. 52 - 53.

47. Макарова Е.С., Саркисов Г.Г. Основные этапы трехмерного гидродинамического моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов//Нефтяное хозяйство. 2001. - № 7 - С. 31-33.

48. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975. - 534 с.

49. Меркулова Л.И., Гинсбург А.А. Графические методы анализа при добыче нефти М.: Недра, 1886, 125 с.

50. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань, Таткнигоиздат, 1985. -176 с.

51. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.-Казань: Из-во Казанск. Ун-та, 2002. 596 с.

52. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки залежей Татарстана, приуроченных к сложнопостроенным коллекторам.// Тез. междунар. симпозиума. Санкт-Петербург, 1992.-С. 194-195.

53. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождениий.// Казань, 1989.- 136 с.

54. Муслимов Р.Х., Долженков В.Н., Зиннатуллин Н.Х. Исследование вытеснения нефти водой из песчано-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство.-1987.-№1.

55. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация нефтяного месторождения. Издание в 2 т.-М.: ВНИИОЭНГ, 1955.-Т. 1.-492 с.

56. Насыбуллин A.B., Петухов А.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. Технология построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана// Нефтяное Хозяйство. 2003. - № 8. - С. 75-79.

57. Непримеров H.H., Шарагин А.Г. Особенности внутриконтурной выработки нефтяных пластов. Казань: Из-во Казанск. Ун-та, 2002 - 596 с.

58. Построение карт остаточных извлекаемых запасов нефти Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения// Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века: Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2000. - С. 172-175.

59. Пугачев B.C. Теория вероятности и математическая статистика. -М.: Наука, 1979.-495 с.

60. Разработка нефтяных месторождений.- Издание в 4 т./Под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З.Ибрагимова.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии.

61. Розенберг М.Д., Кундин С.А., Курбанов А.К., Суворов Н.И., Шовкринский Г.Ю. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах.- М.: Недра. 1969 - 452 с.

62. Салихов И.М., Шавалиев A.M., Низаев Р.Х. и др. Проблемы и принципы построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей нефтяных месторождений// Нефтяное Хозяйство. 2004. - №-7. - С. 23-26.

63. Саттаров Р.З. Учет изменения коллекторских свойств пласта при длительной разработке нефтяного месторождения// Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», Бугульма, 2006.- С.225-229

64. Сахабутдинов Р.З., Губайдуллин Ф.Р., Исмагилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

65. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. Ленинград: Недра, 1987. 96 с.

66. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. М., «Недра», 1974. 704 с.

67. Токарев М.А. Изучение геологического строения и подсчет запасов нефти и газаЛ Учебное пособие. Уфа, 1980 - 96 с.

68. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений.- Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2004.- 584 с.

69. Тронов В.П., Тронов A.B. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД.- Казань: Фэн. 2001 560 с.

70. Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск,5-9 июня 2000 года

71. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1979.-254 с.

72. Фильтрационные свойства пород и вязкость растворов глубоких водоносных горизонтов. М.: ВСЕГИНГЕО - 1969 - 73 с.

73. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования: Автореф. дис. канд. техн. наук. Бугульма, 2002. - 24 с.

74. Халимов Э.М., Леви Б.И., Пономарев С.А. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984. - 271 с.

75. Хамидуллин Ф.Ф. и др. Реологические свойства нефтей и водонефтяных имульсий местрождений Республика Татарстан: Справочник-Бугульма: ГУП «Бугульминская типография», 2001. 557 с.

76. Хамидуллин Ф.Ф. и др. Физико-химические свойства и составы пластовых нефтей при дифференцированном разгазировании на месторождениях Республики Татарстан: Справочник/ Хамидуллин Ф.Ф.Казань: ООО «Мастер Лайн», 2000. 344 с.

77. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии.- М:ОАО «ВНИИОЭНГ». 2004г.-252 с.

78. Хусаинов В.М., Диков В.И., Насыбуллин А.В. и др. Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геолого-гидродинамической модели на примере блока 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения// Георесурсы. 2001. - № 4. - С. 24-27.

79. Чекалин А.Н. Численные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах. Казань: Издательство Казанского Университета, 1982.-208 с.11Л1JJ

80. Шахвердиев A.X., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Моделирование залежей нефти с позиции системной оптимизации- процессов//Нефтяное хозяйство. -2000. №12 - С. 19-23.

81. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий М.: Издательство Академии Наук. 1961. - 211 с.

82. Coats K.N., Thomas L.K., Pierson R.G. Compositional and Black Oil Reservoir Simulation// SPE Monograph. 1996. - 29111.

83. Landmark Graphics Corporation, VIP-CORE, USER GUIDE, Version 4.0.-5.1-5.32 pp.

84. Landmark Graphics Corporation, VIP-EXECUTIVE Technical Reference, Version 4.0. 4.1-4.36 pp.

85. Mattax C.C. Dalton R.L. Reservoir simulation SPE Monograph vol.13 - Richardson, Texas 1990 - 174 pp.1. Утверждаюениногорскнефть» .С. Нурмухаметов 2006г.1. АКТ

86. О внедрении результатов диссертационной работы Саттарова Равиля Зайтуновича на тему: Совершенствование методов анализа разработки многопластовых нефтяных месторождений с учетом техногенныхизменений

87. Методика выделения участков с локализацией остаточных запасов нефти в заводненных месторождениях с применением гидродинамического моделирования

88. Разработана методика комплексирования карт выработки запасов нефти, экономической рентабельности, геологических карт и выполнено построение комплексных карт по Абдрахмановской площади

89. Методика определения режимов работы скважин в условиях отключения нерентабельных

90. Среднегодовой экономический эффект от внедрения составил 450 тыс. руб.1. Главный геолог1. НГДУ «Лениногорскнефть»

91. Начальник отдела разработки НГДУ «Лениногорскнефть»

92. Начальник экономического отдела НГДУ «Лениногорскнефть1. Диссертант1. И.Н. Файзуллин1. Шалагинов Л.И.

93. Л.П. Петрякова Р.З. Саттаров

Информация о работе

Саттаров, Равиль Зайтунович
кандидата технических наук
Бугульма, 2006
ВАК 25.00.17

Диссертация

Совершенствование методов анализа разработки многопластовых нефтяных месторождений в условиях техногенного воздействия на продуктивные пласты - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы