Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-гидродинамическое моделирование сложнопостроенных залежей нефти с целью уточнения геологического строения и выработки запасов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-гидродинамическое моделирование сложнопостроенных залежей нефти с целью уточнения геологического строения и выработки запасов"

ХАЙРЕДИНОВА ДИЛАРА НИЛОВНА

ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ЦЕЛЬЮ УТОЧНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ХАИРЕДИНОВА ДИЛАРА НИЛОВНА

ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ЦЕЛЬЮ УТОЧНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов» Академии наук Республики Башкортостан (ГУЛ НИИнефтеотдача АН РБ)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор,

Андреев Вадим Евгеньевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук, профессор Токарев Михаил Андреевич

кандидат технических наук Абызбаев Ибрагим Измаилович Ведущая организация: Нефтегазодобывающее управление

«Елховнефть» ОАО «Татнефть»

Защита состоится 24 июля 2004 г., в 16.00 часов, на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов», по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, д. 114/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института проблем транспорта энергоресурсов.

Автореферат разослан 22 июня 2004 г.

Ученый секретарь .

диссертационного совета, д.т.н ъ^Ш^^4^ Идрисов РХ

РОС НАЦИОНАЛЬНА* БИБЛИОТЕКА СПете

оэ

альнаА

ЕКА ^ ете

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Значительная часть месторождений Урало-Поволжья характеризуется высокой выработкой запасов нефти и, следовательно, снижением отборов углеводородного сырья по ним. Ранее разработка залежей со сложным геологическим строением, высоковязкими нефтями была малоэффективна по причине отсутствия технологий, обеспечивающих максимально возможное и экономически целесообразное извлечение углеводородов из недр. Ввод в разработку месторождения с осложненной геологической обстановкой требует детального рассмотрения каждой залежи с учетом изменения свойств коллектора и насыщающих его флюидов. Расположенное в Республике Татарстан Степноозерское месторождение характеризуется значительной вариацией геологических параметров. Литологофа-циальная изменчивость разрезов, вскрытых бурением, широкий диапазон изменения толщин продуктивных пластов (особенно бобриковско-ра-даевского возраста), разветвленная сеть зон размыва турнейской поверхности на отдельных участках площадного характера, высокая вязкость нефти (до 620 мПахс) осложняют промышленную эксплуатацию залежей. Для такого рода месторождений начало разработки должно быть основано и на проведении дополнительных работ по уточнению геологического строения путем построения геологических моделей и определении геолого-физических параметров с использованием новых высокотехнологичных компьютерных комплексов, интерпретации геолого-геофизических материалов новых эксплуатационных скважин и переинтерпретации материалов пробуренного фонда. Проведение данных исследований приводит к уточнению структурных планов и контуров нефтеносности. Перешггерпретация ГИС и результатов сейсморазведочных работ 3Б на качественно новом уровне позволило внести уточнения в подсчетные параметры - пористость, нефтенасышенность, проницаемость, нефтенасыщенная толщина. В результате изменения структурных планов и нефтенасыщенной толщины произошло соответственное изменение объема нефтенасыщенных пород.

Следующим этапом, после уточнения геологического строения, является рациональный выбор технологии эксплуатации выделенных объектов, который основанн на математическом, гидродинамическом

моделировании. Моделирование позволяет быстро, дешево и неоднократно осуществить разработку месторождения по различным вариантам. При этом возможно получение физически обоснованных данных об эксплуатационной характеристике месторождения, представления о недоступных прямому изучению геолого-физических процессах, а также показателей, характеризующих влияние учтенных при идентификации факторов.

Учитывая, что только в пределах Южного купола Татарского свода, выявлено 426 залежей подобного типа (Ларочкина И.), решение этих задач является актуальным.

Цель работы состоит в уточнении геологического строения и повышении эффективности выработки запасов Степноозерского месторождения путем создания трехмерной геолого-гидродинамической модели на основе результатов 3D сейсмики, геофизических исследований скважин и анализа разработки продуктивных горизонтов.

Основные задачи исследований:

• исследование особенностей построения геолого-гидродинамических моделей многопластовых нефтяных месторождений;

• исследования результатов 2D и 3D сейсмических работ и их компьютерная интерпретация с выделением пластов, корреляцией разрезов и построением геологической модели Степноозерского месторождения, с выделением объектов разработки;

• уточнение запасов нефти с применением методов геолого-математического моделирования, анализ физико-гидродинамических характеристик продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек, свойств и состава скважшшой продукции;

• обоснование системного размещения добывающих и нагнетательных скважин и оценка конечного коэффициента извлечения нефти;

• обоснование эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи для повышения выработки трудноизвлекаемых запасов Степноозерского месторождения.

Методы решения задач. При решении поставленных задач широко использованы современные методы интерпретации геолого-физических исследований, методы математической статистики и теории распознавания образов, математические методы теории фильтрации многокомпонентных флюидов с широким применением

программных комплексов построения гео лого-гидродинамических моделей. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ОАО «Татнефть» и ООО «Татнефтегеофизика».

Научная новизна и теоретическая ценность работы:

1. Обоснованы принципы создания математической модели нефтяного месторождения на основе трехмерной двухфазной изотермической фильтрации с учетом сжимаемости пористой среды и флюидов при введенных внешних граничных условиях. ""

2. Создана методика идентификации объектов разработки по геолого-физическим и техническим параметрам пластовых систем на основе методов распознавания образов, позволившая выделить два основных объекта — каширско-башкирский и визейско-турнейский горизонты.

3. На основе созданной трехмерной геолого-гидродинамической модели определена оптимальная сетка скважин, позволяющая достигнуть конечной нефтеотдачи на уровне 22,2 % и предложена методика построения моделей подобного типа для сложнопостроенных залежей.

4. Для увеличения конечного КИН обоснованы методы увеличения нефтеотдачи (технологии увеличения нефтеотдачи и интенсификации с применением реагентов Карфас, ЗСК, импульсно-дозированное и циклическое полимерно-тепловое воздействие на пласт).

Достоверность научных результатов и практическая ценность работы. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы современными методиками обработки больших массивов геолого-геофизической информации, корректным применением методов математической статистики и теории распознавания образов с широким применением программных комплексов построения геолого-гидродинамических моделей. Практическая значимость работы состоит в обосновании оптимальной геологической модели и выборе системы разработки, обеспечивающей максимальную выработку запасов. Основные положения диссертационной работы вошли в технологическую схему разработки Степноозерского месторождения, утвержденную в Территориальной Комиссии по разработке НГМ Республики

Татарстан 2001 г.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены на 3-м Конгрессе нефтегазопромышленников (г. Уфа, 2001 г.); на 3-й Всероссийской научно-технической конференции "Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий" (г. Тюмень, 2002 г.); на заседаниях научно-технического совета ОАО "Татнефтегеофизика", 2000-2002 гг. и на научно-методических семинарах кафедры "Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи" ТюмГНГУ, 2001-2002 гт; на 4-й Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа, 2003 г.); на 2-й Всероссийской научно-технической конференции «Современные наукоемкие технологии» (г. Москва, 2004 г.).

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертационной работы опубликованы 6 научных статей, 7 тезисов докладов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит решение поставленных задач, анализ полученных результатов, рекомендации.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, заключения, списка использованных источников из 89 наименований и 23 приложений. Работа изложена на 204 страницах, в том числе приложения на 24 страницах, содержит 26 таблиц, 38 рисунков.

Автор искренне благодарит за помощь, ценные советы и консультации научного руководителя - д-ра техн. наук, профессора В.Е. Андреева, а также канд. геол.-минер. наук ЮА Котенева, канд. техн. наук P.P. Кучумова., д-ра физ.-мат. наук, профессора К.М. Федорова, д-ра геол.-минер. наук ВА. Бадьянова, д-ра техн. наук А. Г. Корженевского, канд. техн. наук В А. Горгуна, канд. техн. наук А. П. Чижова, канд. геол.-мин. наук Ш.Х. Султанов, аспирантов А.В. Чибисова и И.С. Вахромеева, плодотворная работа с которыми способствовала становлению, развитию идей и практической их реализации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы

диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность и реализация результатов работы.

В первом разделе проведен анализ особенностей построения геолого-гидродинамических моделей нефтяных месторождений.

В особую группу выделяются проблемы, связанные с определением технологических эффектов от применения методов повышения нефтеотдачи. Применительно к нефтяному пласту такие исследования можно выполнить путем математического моделирования.

В случаях, когда структура пласта сильно меняется, свойства флюидов переменны по вертикали или когда присутствуют пространственные геологические нарушения, необходимы трехмерные модели (рис. 1).

Основная задача, которая возникает в подобных случаях заключается в том, чтобы осуществить детальное моделирование залежи с учетом наличия разломов, трещин, пространственного изменения коллекторских свойств, но не в ущерб скорости расчетов и в рамках допустимой погрешности.

Поскольку наблюдения практически всегда носят дискретный характер, построение моделей обычно связано с необходимостью решения задачи непрерывного восстановления геолого-геофизических признаков. Кроме тою, интерполяция (и экстраполяция) лежит в

Рис. 1. Схема трехмерной модели

основе метода аналогии, который, в свою очередь, используется в геологии чрезвычайно широко. Таким образом, процедура интерполяции так или иначе имеет место, начиная с первичной обработки данных и кончая интерпретацией и прогнозом.

Если сети наблюдений существенно нерегулярны, а данные отягощены случайной компонентой, получить в некотором смысле оптимальное или даже просто хорошее решение чрезвычайно трудно.

В последние десятилетия интенсивно развивался лежащий в основе геостатистики метод оценки запасов месторождений полезных ископаемых, получивший название крайгинг, или метод оптимальной интерполяции. Цель крайгинга — получить наилучшую оценку содержания в блоке или точечной пробе по известным

значениям содержаний в пробах (р(ху), т. е. необходимо найти такие коэффициенты с„ благодаря которым значение

является наилучшей-оценкой (в смысле среднего квадрата ошибки). Эта задача полностью совпадает с задачей восстановления функции по ее наблюденным значениям <р, возникающей при восстановлении признаков и построении карт, если в качестве оптимального использовать тот же критерий (Колмогорова-Винера).

При проведении исследований основной задачей является выбор методов идентификации, позволяющих с наибольшей вероятностью выбрать группы наиболее полно и быстро. Для этих целей используются следующие методы — дискриминантный анализ, метод коалиций и кластерный анализ.

Требования к выбору объектов для группирования выглядят следующим образом:

• объект находится длительное время в разработке, и по нему имеется достаточный для решения поставленных задач геолого-промысловый материал;

• объект разбурен достаточно плотно системой скважин различного назначения;

• на объекте проведено достаточное количество гидродинамических, геофизических и лабораторных исследований для решения поставленных задач.

В случае решении подобного рода задач в геологии при разработке нефтяных и газовых месторождений наибольшее применение находит метод главных компонент и дискриминантный анализ.

Выбор характерных объектов в пределах выделенных групп осуществили с использованием формулы

Хст = (Хер - Х,)/ах,

где Хер - среднее значение параметра по всем объектам; х, -значение параметра по конкретному объекту; - среднеквадратичное отклонение параметра; Хст - определяется принадлежность данного объекта к какой-либо группе в осях главных компонент.

Расчеты проводятся по всем объектам. По минимальному значению евклидова расстояния от центра группирования каждой группы определяется характерный объект.

Для реализации алгоритма математической модели необходимо создать сеточную модель пластов месторождения и заполнить ее соответствующей геологической, физической и технологической информацией, т.е. сформировать базу исходных данных.

Используются следующие исходные данные: проницаемость, нефтенасыщенная толщина, начальная нефтенасыщенность, начальное пластовое давление, пористость, вязкость воды в пластовых условиях, вязкость нефти в пластовых условиях, плотность пластовой нефти при начальном пластовом давлении, плотность воды при начальном пластовом давлении, сжимаемость нефти, сжимаемость воды, сжимаемость пористой среды, относительные псевдофазовые проницаемости

Математическая модель процесса разработки нефтяного месторождения — это система дифференциальных уравнений в частных производных, выражающих законы сохранения массы и энергии. Модель дополняется феноменологическими законами (например, обобщенным законом Дарси); предположениями о значимости или пренебрежимой малости капиллярных, диффузионных и др. сил, размерности течения, количестве фаз; уравнениями состояния пористой среды и флюидов. В модель включают также уравнения, описывающие начальные и граничные условия объекта.

Второй раздел посвящен созданию геологической модели

Степноозерского месторождения на основе интерпретации результатов 2D и 3D сейсмики.

Степноозерское месторождение расположено в юго-западной части Октябрьского района Республики Татарстан. Месторождение входят в Аксубаево-Нурлатскую нефтегазоносную зону, к которой относятся и Вишнево-Полянское, Бурейкинское, Николаевское, Некрасовское и Максимкинское месторождения, расположенные в непосредственной близости от него.

Осадочная толща представлена четвертичными, неогеновыми, каменноугольными и девонскими отложениями. Последние залегают на породах кристаллического фундамента архейско-протерозойского возраста.

На рассматриваемой территории отмечается осложненность поверхности турнейского и башкирского ярусов эрозионными врезами, которые выполнены, соответственно, терригенными породами визейского яруса, и верейского горизонта увеличенной мощности.

Визейские эрозионные врезы имеют на площади широкое распространение, увеличение мощности терригенных отложений достигает 81 м. Подобного широкого развития верейских врезов на площади не отмечается. Верейский эрозионный врез выделяется в восточной части описываемого участка.

Структурные планы терригснной пачки визейского яруса и вышезалегающих отложений карбона наследуют черты строения поверхности турнейского яруса, но в более выположенном виде. Отмечается ступенчатое погружение маркирующих поверхностей в юго-западном направлении.

Основная задача, которая возникает в подобных случаях заключается в том, чтобы осуществить детальное моделирование залежи с учетом наличия разломов, трещин, пространственного изменения коллекторских свойств, но не в ущерб скорости расчетов и в рамках допустимой погрешности.

Модель залежи представляется в основном нижеследующим образом (рис. 2) — это трехмерная матрица, имеющая размеры, совпадающие с размерами залежи, условно поделенная на маленькие блоки с размерами При этом с целью получения более

достоверных результатов продуктивный горизонт делится на несколько слоев - зон.

Модель залежи

Рис.2. Общая структура модели залежи

С точки зрения геологии мы имеем сложный- профиль поверхности как кровли, так и подошвы пласта (рис. 3), на который накладывается двухмерная сетка (с размерами X,Y), при этом толщина пласта по участкам сохраняется (рис. 4).

Рис. 3. Поверхность кровли и Рис. 4. Наложение двухмерной подошвы пласта сетки на структурную

поверхность пласта

В результате поэтапного наложения двухмерной сетки на слои, или зоны, пласта нами получаем блоки, имеющие свои физические размеры как в горизонтальной, так и в вертикальной проекции (рис. 5).

Принятая схема построения геологических моделей в основном применима для однородных и достаточно простых продуктивных горизонтов (к примеру, для небольших терригенных залежей) или как составная часть сложнопостроенной залежи.

Рассматривая Степноозерское месторождение необходимо учитывать факт выклинивания продуктивных горизонтов или их замещения, при этом отмечается наличие разломов и трещин. Пример

выклинивания приведен на рис. 6, а схема моделирования разломов на рис. 7.

Вертикальный разлом Типовой разлом

Рис. 7. Схема моделирования разломов.

Учитывая весьма сложное строение залежей, открытых в отложениях нижнего и среднего карбона на Степноозерском месторождении, с целью построения детальной геолого-гидродинамической модели были проведены детализационные трехмерные сейсморазведочные работы в объеме 149,9 км2. Детальные сейсморазведочные работы осуществлялись с применением площадной (многопрофильной) системы наблюдений типа «крест».

Расстояние между соседними профилями приема равнялось 240 м при шаге между пунктами приема (между центрами групп сейсмоприемников) по профилю — 40 м, шаг между пунктами возбуждения на линиях возбуждения — 40 м. На каждой линии наблюдения размещалась 64-канальная расстановка сейсмо-приемников. Применялось группирование 12 сейсмоприемников на канал на базе 10 м. Расстояние между линиями возбуждения 320 м.

Наблюдения проводилось поблочно (по частям). Отработка начала блока и конца осуществлялась при неполной расстановке каналов (32 канала). Всего на участке Степноозерского

месторождения отработано 23 блока с общим количеством линий приема, равным 71 при 34 линиях возбуждения. Общая длина профилей приема составила 626.5 км, профилей возбуждения - 479.0 км.

Возбуждение упругих колебаний осуществлялось группой из пяти вибрационных установок типа СВ-10/180 на базе 40 м. Отработка физических точек осуществлялась с накапливанием сигналов при 8 воздействиях виброустановок. Обработка материалов, полученных по методике пространственной сейсморазведки, выполнена, на Sun SPARC-2000 по комплексу программ INSIGHT компании Landmark.

Рассматриваемый регион является благоприятным для поиска сейсмическим методом структур в отложениях карбона и, напротив, крайне неблагоприятен для картирования геологических объектов в девонских отложениях. Это различие объясняется некоторыми особенностями строения палеозоя. В результате обработки полевого материала получена «трехмерная матрица сейсмических данных (куб сейсмических данных).

С использованием полученных трехмерных матриц сейсмических данных, был построен скелет геологической модели (grid), в полной мере соответствующий геологическому строению Степноозерского месторождения. Для наполнения модели характеристиками продуктивных пород были применены результаты компьютерной интерпретации результатов ГИС с помощью пакета «ИНГИС» Казанского государственного университета

Поэтому на основе предложенных методов и с учетом характера распределения выявленных скоплений нефти по разрезу можно объединить продуктивные горизонты в два нефтеносных комплекса: каширско-башкирский (средний карбон) и визейско-турнейский (нижний карбон).

Таблица 1

Нефтеносные комплексы Степноозерского месторождения

Объект (комплекс) Продуктивный горизонт

1 - Средний карбон каширский, верейский, башкирский

2 - Нижний карбон бобриковский, турнейский

Выделенные продуктивные прослои были объединены, по ним

подсчитаны средневзвешенные параметры пласта и построены карты распределения пористости и проницаемости, а также карта суммарных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Наглядно показано, что использование трехмерной сейсмики при построении моделей сложнопостроенных залежей позволяет значительно повысить достоверность модели и на качественно новом уровне оценивать балансовые запасы, а также проводить проектирование систем разработки месторождений.

Третий раздел посвящен применению геолого-гидродинамических моделей для уточнения начальных геологических запасов и рассмотрению основных направлений разработки сложнопостроенных залежей.

С целью изучения литолого-петрографической характеристики продуктивных отложений в процессе выполнения работы была использована информация, полученная при интерпретации результатов геофизических исследований скважин (с учетом данных по вновь пробуренным скважинам), при проведении лабораторных исследований кернового материала и при гидродинамических исследованиях скважин. В целом по всем отложениям средние величины параметров приняты по данным лабораторных исследований керна ввиду их преобладания над остальными видами исследований. В то же время необходимо отметить достаточную сходимость значений, полученных по различным методам исследования, почти по всем объектам месторождения.

Для анализа гидродинамической характеристики рассматриваемых объектов разработки были использованы статистические ряды распределения проницаемости, полученные в процессе лабораторного изучения кернового материала. Можно отметить различие в интервалах изменения проницаемости между продуктивными отложениями месторождения. Так, по бобриковскому горизонту интервал изменения равен 0,2 мкм2, а по другим — 0,010 мкм2, что уже в определенной степени отражает различие коллекторских свойств этих отложений. Кроме того, отмечается неоднозначная представительность данными различных интервалов изменения проницаемости По характеру распределения проницаемости отложения могут быть подразделены на две группы: в

первой — бобриковские, во второй — все остальные (среди последних выделяются отложения турнейского яруса). Таким образом, выявлено наличие значительной неоднородности продуктивных объектов месторождения по проницаемости.

В результате проведенных сейсморазведочных работ модификации 3D уточнены структурные планы по отдельным отложениям на различных его участках.

С учетом результатов бурения и интерпретации сейсморазведочных работ 3D, распределения толщин между опорными поверхностями и продуктивными пластами была проведена геометризация резервуаров. Определены критерии выделения и выделены верейские везейскиие врезы по характерным особенностям сейсмической записи. В результате уточнены структурные карты по кровле и подошве пластов-коллекторов. Изученные залежи имеют сложное строение, являются пластовыми сводовыми.' стратиграфически и литологически экранированными. Созданы карты эффективных нефтенасыщенных толщин, карты распространения пористости и проницаемости.

На основе построенной геологической модели был произведен подсчет запасов по Степноозерскому месторождению, который показал значительное увеличение запасов по категориям С1 С2 (на 26 %) по сравнению с ранее утвержденными.

Анализ данных указывает на то, что большая часть запасов (63,8%) месторождения сосредоточена в карбонатных отложениях горизонтов среднего карбона и немногим более 30,0 % — в терригенных коллекторах бобриковского горизонта. По продуктивным горизонтам суммарные балансовые запасы распределены следующим образом; каширский — 17,9 %, верейский

— 21,9 %, башкирский — 24,0, бобриковский — 32,2 % и турнейский

— 3,9 %. Характер распределения запасов категории С1 несколько иной: каширский — 16,5 %, верейский — 20,2%, башкирский — 23,1, бобриковский — 35,6 %, турнейский — 4,6 %. Кроме того, важно заметить, что и при этом подсчете оценивалась величина запасов, сосредоточенных в пределах санитарно-защитных зон месторождения. По категории С1 их величина составила, например, 7612 тыс. т геологических и 944 тыс. т извлекаемых запасов нефти. Наибольшая

их величина сосредоточена в отложениях верейского горизонта (30,4 %) и башкирского яруса (31,4%). В целом по месторождению основную долю запасов — 86% — составляют запасы промышленных категорий, что говорит об их хорошем качестве.

Наглядно показано, что использование трехмерной сейсмики при построении моделей сложнопостроенных залежей позволяет значительно повысить достоверность модели, на качественно новом уровне оценивать геологические запасы и проводить проектирование систем разработки месторождений.

Для определения основных направлений эксплуатации залежей подобного типа был проведен анализ разработки' месторождения, который показал расхождение проектных и фактических значений.

Оптимальный вариант разработки месторождения и добычи нефти рассматривается как система технических и экономических показателей.

Экономическая оценка запасов месторождения была проведена, исходя из его основных экономически обоснованных кондиционных параметров, к которым относятся минимально допустимые извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину и минимально допустимый начальный дебит по нефти добывающих скважин.

Результаты расчетов показали, что минимально допустимые извлекаемые запасы нефти на одну скважину и начальные дебиты по горизонтам составляют:

• башкирскому — 20,33 тыс, тУскв. и 6,96 т./сут.;

• бобриковскому— 21,01 тыс. т./скв. и 7,20 тУсут.;

• турнейскому — 21,08 тыс. т./скв. и 7,22 т./сут.

Предложено четыре основных варианта разработки выделенных эксплуатационных объектов разработки месторождения. Основные варианты отличаются системой размещения скважин и поддержания пластового давления, применением методов интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи, перечнем используемых мероприятий по оптимизации системы разработки.

Оптимальным является вариант, предусматривающий бурение 242 добывающих (в т.ч. 104 горизонтальных) и ПО нагнетательных скважин, и применение по бобриковскому горизонту циклического

нагнетания воды и использование МУН путем закачки реагентов ЗСК, КарфасиИАИП-1.

Предусмотрено широкомасштабное внедрение системы разработки с помощью преимущественного разбуривания выделенных объектов бобриковского и башкирского горизонтов горизонтальными скважинами. При этом вертикальную часть ствола скважин в последующем использовать для эксплуатации вышележащих пластов. При этом предусматривается размещение горизонтальных добывающих скважин по бобриковскому горизонту и башкирскому ярусу с расстоянием между скважинами в ряду 400 м, а между рядами скважин — с расстоянием 300 м. Длина горизонтального ствола скважин на обоих объектах — 200 м. В зонах совпадения в плане бобриковского горизонта и турнейского яруса бурятся вертикальные или наклонно направленные скважины со вскрытием турнейских отложений по той же квадратной сетке 300x300 м.

Коэффициент нефтеизвлечения в работе определяли расчетным путем по гидродинамической модели, исходя их геолого-физических характеристик пластовых систем, предельной обводненности продукции, которая определяется влиянием методов увеличения нефтеотдачи. Расчетный КИН по ним составил по варианту 22,2 %. Сопоставление утвержденных и расчетных КИН по продуктивным пластам приведено ниже (табл. 2).

Таблица 2

Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов

извлечения нефти (КИН) из недр

Наименование Каширский горизонт Верейский горизонт Башкирский ярус Бобриковский горизонт Турнейский ярус

КИН, утвержденный в ГКЗ РФ, д.е. 0,12 0,15 0,08 0,16 0,11

Расчетный КИН, д.е. 0,289 0,172 0,250 0,198 0,215

Для рациональной разработки месторождений предлагается четко

обоснованный выбор технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт. При подборе технологий необходимо опираться на экономическую целесообразность, критериальную применимость к конкретным геологическим условиям и результаты применения на аналогичных залежах. С учетом вышеуказанных факторов на Стешюозерском месторождении предлагается проведение следующих мероприятий:

1. Поскольку объекты имеют высокую неоднородность, то заводнение залежей предлагается осуществлять циклическим способом, т.е. создавать периодические изменения расхода жидкости на забоях нагнетательных и добывающих скважин. Это обеспечит колебания пластовых давлений и, соответственно, межслойные перетоки нефти в зонах активного дренирования. При циклическом заводнении за время повышения или понижения закачки необходимо полностью использовать упругий запас энергии пласта и насыщающих его жидкостей. Расчетная продолжительность цикла для скважин нижнего карбона — 20 суток. В процессе освоенияЛ метода продолжительность циклов может изменяться. Полуциклы повышения и понижения закачки могут быть во времени' асимметричны, например, 20 суток повышения и 10 суток понижения.

2. В карбонатные пласты закачивается реагент ЗСК в целях интенсификации добычи, затем — реагент Карфас для повышения нефтеотдачи пластов. Применение реагента ЗСК необходимо при обработке 20% фонда добывающих и реагентом Карфас — 20 % нагнетательных скважин. Вместе с использованием ЗСК в нагнетательных скважинах планируется обработка Карфасом. Для повышения нефтеотдачи терригенных коллекторов нижнего карбона рекомендуется микробиологическая технология — закачка ИАИП-1. Применение данной технологии планируется при обработке 20 % фонда нагнетательных скважин. На карбонатном коллекторе турнейского яруса — закачка реагента ЗСК, затем реагента Карфас.

В целях повышения тепловой эффективности закачки горячей воды в нефтяной пласт нефтяной компаней «Удмуртнефть» внедрен метод импульсно-дозированного теплового воздействия. Данная технология по геолого-технологическим критериям применимости может быть рекомендована и для условий Степноозерского

месторождения.

3. Виду того, что нефти Степноозерского месторождения относятся к высоковязким, эффективными методами увеличения нефтеизвлечения являются тепловые — импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ) с теплоизолированными НКТ. Механизм увеличения нефтеотдачи при ИДТВ проявляется в неоднородной трещиновато-пористой среде и заключается в интенсификации массообмена между крупными проводящими каналами (трещинами) и слабопроницаемыми матрицами (блоками) под воздействием температурных колебаний. Циклическое нагнетание теплоносителя и холодной воды: 1-й цикл 2-3 % порового объема горячей воды (для элемента — 3-5 месяцев); 2-й цикл 4-5 % холодной воды (для элемента — 3-5 месяцев).

4. Циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие- (ЦВПТВ) с теплоизолированными НКТ- ЦВПТВ основано на нагреве полимера в пласте. Это достигается тем, что в пласт закачивают порцию нагретого теплоносителя (перегретая вода или пар), а затем раствора полимера. Приемистость пласта для такого теплоносителя также выше, чем для полимерных растворов. Количество циклов повторяется до достижения необходимых объемов.

По результатам расчетов технологических показателей разработки Степноозерского нефтяного месторождения по предложенным вариантам с применением методов увеличения нефтеотдачи можно отметить следующее: по варианту, предусматривающему применение циклического нагнетания воды. За весь срок разработки будет добыто 20,7 % нефти от начальных геологических запасов. При использовании реагентов ЗСК, Карфас и ИАИП-1 коэффициент нефтеотдачи составит 22,2 %. Применение импульсно-дозированного теплового воздействия с

теплоизолированными НКТ позволит извлечь 29,5 % начальных геологических запасов, а полимерно-термического воздействия с теплоизолированными НКТ — 31,5%.

Экономические расчеты по вариантам, показали: внутреннюю норму рентабельности (%) — 39,45, 20, 20; срок окупаемости (лет) — 7, 7, 14, 14, соответственно.

Высокие показатели извлечения нефти будут достигнуты при применении тепловых методов, но ввиду больших капитальных вложений использование их становится недостаточно экономически выгодным. Приоритетным направлением в данной обстановке является циклическая закачка воды с периодическим внедрением микробиологического воздействия, потокорегулирующей технологией Карфас и обработкой призабойной зоны солянокислотным раствором избирательного действия ЗСК

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обоснованы требования к созданию математической модели нефтяного месторождения на основе трехмерной двухфазной изотермической системы с учетом сжимаемости пористой среды и флюидов при введенных внешних граничных условиях. В качестве базовой методики оптимальной интерполяции геолого-физических данных принята линейная модель, на основе которой построена сеточная модель пласта и определена точность восстановления геолого-физических признаков

2. Для идентификации объектов разработки и обоснования их выделения были применены методы распознавания образов, позволившие выделить два основных объекта отложений карбонатных пород — каширско-башкирский и визейско-турнейский горизонты Численным моделированием на программном комплексе INSIGHT 2D/3D компании Landmark была получена единая трехмерная матрица сейсмических данных (куб сейсмических данных) Степноозерского месторождения, анализ которой показал, что конфигурация, размер и амплитуда положительных структурных форм существенно различаются по сравнению с ранее существовавшими двухмерными моделями месторождения.

С использованием программного комплекса Eclipse компании Schlumberger была проведена корреляция разрезов и построены структурные карты по основным коллекторским свойствам и карты суммарных нефтенасыщенных толщин по выделенным объектам и создана геолого-гидродинамическая модель Степноозерского месторождения

3. На основе разработанной трехмерной модели месторождения

был проведен пересчет запасов нефти. По сравнению с результатами предыдущего подсчета запасов прирост составляет более 26%.

4. С целью наиболее эффективной разработки Степноозерского месторождения был предложен вариант разработки, предусматривающий применение МУН путем закачки реагентов ЗСК, Карфас и ИАИП-1. Коэффициент нефтеизвлечения определенный расчетным путем по гидродинамической модели, на основе их геолого-физических характеристик, пластовых систем и предельной обводненности продукции. Он составил 22,2 %.

5. В качестве перспективного метода разработки сложнопостроенных залежей высоковязких нефтей предложено проведение опытно-промышленных работ по испытанию импульсно-дозированного теплового и циклического полимерно-теплового воздействия на пласт, а так же методика расчета основных технологических показателей разработки. Результаты теоретических расчетов показывают, что прирост коэффициента извлечения нефти по каширско-башкирскому нефтеносному комплексу (объекту) на 0,17 д. е., а по визейско-турнейскому — на 0.12 д. е. Установлены оптимальные объемы расхода горячей воды и полимера при проведении обработки.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ.

ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Нугайбеков А.Г., Каюмов М.Ш., Котенев Ю.А., Хайрединова Д.Н. Комплекс мероприятий по увеличению нефтеотдачи трещинно-поровых карбонатных коллекторов: Сб. науч. трудов НИИнеф-теотдачи «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов: Проблемы и решения». Вып. 2. Уфа: Изд-во «Реактив», 2000.-с. 116-120

2. Нугайбеков А.Г., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Хайрединова Д.Н. Геолого-статистический анализ применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса: Сб. науч. трудов НИИнефтеотдачи «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов: Проблемы и решения». Вып. 2. Уфа: Изд-во «Реактив», 2000.- с. 127-134

3. Шакиров А.Н., Котенев Ю.А, Абабков К.В., Султанов Ш.Х.,

Хайрединова Д.Н. Уточнение геологического строения и запасов нефти Степноозерского месторождения с использованием параметров, полученных современным комплексом программ: Сб. науч. трудов НИИнефтеотдачи «Методы увеличения нефтеотдачи

трудноизвлекаемых запасов: Проблемы и решения». Вып. 3. Уфа: Изд-во «Реактив», 2001.- с. 120-125

4. Федоров К.М., Шакиров А.А., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Хайрединова Д.Н. Геолого-математическое моделирование применения методов увеличения нефтеотдачи на Степноозерском месторождении: Сб. науч. трудов НИИнефтеотдачи «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов: Проблемы и решения». Вып. 3. Уфа: Изд-во «Реактив», 2001.- с. 126-142

5. Хайрединова Д.Н. Обоснование геологической модели залежи и определение параметров для подсчета запасов в бобриковских отложениях Степноозерского месторождения / III Конгресс нефтегазопромышленников России. Секция Н «Проблемы нефти и газа». Уфа, 23-25 мая 2001г. // Научные труды.- с. 12-13

6. Хайрединова Д.Н К вопросу о" построении геологической модели нефтяного месторождения: Сб. трудов 3-й Всерос. науч.-техн. конференции «Моделирование и управление процесом нефтяной и газовой добычи».- Тюмень, 2002 г.- с. 101-102

7. Андреев В.Е., Хайрединова Д.Н Обоснование запасов нефти Степноозерского месторождения результатами геолого-математического моделирования: Сб. трудов 3-й Всерос. науч.-техн. конф. «Моделирование и управление процесом нефтяной" и газовой добычи».- Тюмень, 2002 г.- с. 95-97

8.- Хайрединова Д.Н. К вопросу обоснования уточненной геологической модели Степноозерского месторождения: Сб. трудов 3-й Всерос. науч.-техн. конференции «Моделирование и управление процесом нефтяной и газовой добычи».- Тюмень, 2002 г.- с. 111-112

9. Кучумов P.P., Хайрединова Д.Н Способы схематизации и построения моделей пласта: Сб. трудов 3-й Всерос. науч.-техн. конференции «Моделирование и управление процесом нефтяной и газовой добычи». - Тюмень, 2002 г.- с. 89-92

10. Кучумов P.P., Хайрединова Д.Н Методы интерполяции гсолого-физических данных при создании математической модели пласта: Сб.

трудов 3-й Всерос. науч.-техн. конференции «Моделирование и управление процесом нефтяной и газовой добычи».- Тюмень, 2002 г.-с. 92-95

11. Федоров К.М., Андреев В.Е., Чибисов А.В., Хайрединова Д.Н. и др. Особенности выбора технологии эксплуатации нефтяного месторождения в условиях сложного геологического строения: Сб. трудов 3-й Всерос. науч.-техн. конференции «Моделирование и управление процесом нефтяной и газовой добычи».- Тюмень, 2002 г.-с. 148-156.

12. Федоров К.М., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Хайрединова Д.Н. Повышение эффективности выработки запасов тепловыми методами интенсификации добычи: Сб. науч. трудов НИИнефтеотдачи «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов: Проблемы и решения». Вып. 4. Уфа: Изд-во «Реактив», 2003.- с. 105-107

13. Хайрединова Д.Н Компьютерная интерпретация результатов 2D 3D сейсмики Степноозерского месторождения: Сб. науч. трудов НИИнефтеотдачи «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвле-каемых запасов: Проблемы и решения». Вып. 4. Уфа: Изд-во «Реактив», 2003.-с. 107-109

14. Хайрединова Д.Н Выбор технологий эксплуатации сложнопостроенных месторождений с высокой вязкостью нефти Сб. докл. 4-й Междунар. конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей».- Анапа, 29 сентября -3 октября, 2003 г. - с. 162-165.

15. Хайрединова Д.Н. Особенности создания геологических моделей сложнопостроенных залежей для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Сб. трудов 2-й Всерос. науч.-техн. конференции «Современные наукоемкие технологии», Москва, 2004 г.-с. 179-181.

Подписано к печати 18.06.2004 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16 Отпечатано на ризографе. Тираж 110 экз Объем

Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября 129/3 тел. 35-77-19

о*

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хайрединова, Дилара Ниловна

ВВЕДЕНИЕ.;.

1. ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Способы схематизации и построения моделей пласта.

1.2. Методы идентификации объектов разработки и обоснование выделения эксплуатационных объектов.

1.3. Методы оптимальной интерполяции геолого-физических данных.

1.4. Построение цифровых фильтрационных моделей.

Выводы по разделу.

2. СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СТЕПНО-ОЗЕРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ 2D И 3D СЕЙСМИКИ

2.1. Стратиграфическая характеристика.

2.2. Тектоническая характеристика района и нефтеносность пород.

2.3. Свойства и состав скважинной продукции.

2.4. Исследования результатов по 2D и 3D сейсмическим работам и их компьютерная интерпретация.

2.5. Выделение пластов, корреляция разрезов и построение геологической модели месторождения.

Выводы по разделу.

3. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ГЕОЛОГО

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

3.1. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек.

3.2. Обоснование запасов нефти методами геолого-математического моделирования.

3.3 Обоснование системного размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Выводы по разделу.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-гидродинамическое моделирование сложнопостроенных залежей нефти с целью уточнения геологического строения и выработки запасов"

Актуальность темы исследований. Месторождения природных углеводородов Татарстана отличаются значительной дифференциацией геологических характеристик. Можно выделить месторождения с незначительными пространственными изменениями геологических характеристик нефтеносных пластов, в большей части представленных терригенными коллекторами, а также сложно построенные месторождения, отличающиеся значительной неоднородностью и сложными профилями горизонтов. Одним из таких месторождений является Степноозерское месторождение расположено в юго-западной части Октябрьского района Татарстана, входящее в Аксубаево-Нурлатскую нефтегазоносную зону.

В результате поисково-разведочных работ на Степноозерском нефтяном месторождении было пробурено 34 скважины. В процессе эксплуатации новых и ре-ликвидированных скважин было установлено несоответствие фактических и проектных дебитов по нефти, что в свою очередь привело к невыполнению проектных показателей. В этой связи требуется проведение переинтерпритации полученных геолого-промысловых данных и уточнение геологического строения, детализация структурных планов, корректировка контуров залежей высоковязких нефти, что приводит к необходимости пересчета запасов нефти и разработки технологий воздействия на продуктивные горизонты.

Решение этой проблемы определяет цель и задачи исследований.

Цель исследований состоит в уточнении геологического строения и повышении эффективности выработки запасов Степноозерского месторождения, путем создания трехмерной геолого-гидродинамической модели на основе результатов 3D сейсмики и геофизических исследований скважин по продуктивным горизонтам. Основные задачи исследований:

• исследование особенностей построения геолого-гидродинамических моделей многопдастовых нефтяных месторождений;

• исследования результатов 2D и 3D сейсмических работ и их компьютерная интерпретация с выделением пластов, корреляцией разрезов и построением геологической модели Степноозерского месторождения;

• обоснование запасов нефти методами геолого-математического моделирования;

• анализ физико-гидродинамических характеристик продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек, свойства и состав скважинной продукции;

• обоснование системного размещения добывающих и нагнетательных скважин и оценки конечного коэффициента извлечения нефти;

• применение методов увеличения нефтеотдачи для повышения эффективности выработки запасов Степноозерского месторождения. Методы решения задач. При решении поставленных задач широко использованы методы математической статистики и теории распознавания образов, математические методы физической химии и теории фильтрации многокомпонентных флюидов, с широким применением программных комплексов компаний Landmark и Schlumberger. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ОАО «Татнефть». Научная новизна и теоретическая ценность работы:

1. Обоснованы требования к созданию математической модели нефтяного месторождения на основе трехмерной двухфазной изотермической системы с учетом сжимаемости пористой среды и флюидов при введенных внешних граничных условиях.

2. Для идентификации объектов разработки и обоснования их выделения по геолого-физическим параметрам пластовых систем и технологическим параметрам систем воздействия применены методы распознавания образов, позволившие выделить два основных объекта отложений карбонатных пород - каширско-башкирский и визейско-турнейский горизонты.

3. На основе созданной трехмерной геолого-гидродинамической модели проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа и определена оптимальная сетка скважин, позволяющая достигнуть конечный КИН а уровне22,2% при суммарной добыче 17848 тыс.т нефти и уровне обводненности 98%.

Достоверность научных результатов и практическая ценность работы. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов математической статистики и теории распознавания образов на основе обработки большого количества геолого-геофизической и геолого-промысловой информации с широким применением программных комплексов компаний Landmark и Schlumberger, обеспечивают наиболее оптимальную выработку запасов Степноозерского месторождения и позволяют достичь наибольшего конечного коэффициента извлечения нефти.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены на 3-ем Конгрессе нефтегазопромышленников «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 2001 г.); на 3-ей Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г. Тюмень, 2002 г.); на заседаниях научно-технического совета ОАО "Татнефтегеофизика", 2000-2002 гг. и на научно-методических семинарах кафедры "Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи" ТюмГНГУ, 2001-2002 гг; на 4-ой Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г.Анапа, 2003г); на 2-ой Всероссийской научно-технической конференции «Современные наукоемкие технологии» (г. Москва, 2004г.)

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертационной работы опубликованы 6 научных статей, 7 тезисов докладов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и рекомендации.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, заключения, списка использованных источников из 89 наименований и 23 приложений. Работа изложена на 204 страницах, в том числе приложения на 24 страницах, содержит 26 таблиц, 38 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Хайрединова, Дилара Ниловна

Выводы по разделу

1. Проведены исследования физико-гидродинамических характеристик продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек, а также свойства и состав скважинной продукции. Построены зависимости вязкости нефти от давления ниже давления насыщения и изменение вязкости дегазированной нефти от градиентов скорости и температуры. Установлено, что средние значения давления насыщения колеблется от 1,22 до 3,5 МПа, газового фактора - 3,67 до 9,32 м3/т, объемного коэффициента - от 1,019 до 1,028.

Динамическая вязкость достигает 363,4 мПас, а плотность сепарированной нефти до 957,3 кг/м3. Содержание серы достигает 4,9% масс., парафина - до 3,0% масс. По ряду отобранных проб кинематическая вязкость при 20°С достигает 483,78 мПа'с.

2. На основе разработанной трехмерной модели пласта был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа: по категориям С1+С2 По сравнению с результатами предыдущего подсчета запасов прирост составляет: нефти 10.4, 1.3 млн.т. (балансовые и извлекаемые), а по газу прирост по балансовым запасам - на 9 млн. м3, а по извлекаемым запасам - снижение на 2 млн.м3.

3. Коэффициент нефтеизвлечения определенный расчетным путем по гидродинамической модели, исходя их геолого-физических характеристик пластовых систем, предельной обводненности продукции, которая определяется влиянием методов увеличения нефтеотдачи составил 22,2%.

4. С целью наиболее эффективной разработки Степноозерского месторождения были предложены 4 варианта разработки месторождения. Оптимальным признан четвертый вариант, дополнительно предусматривающий применение МУН путем закачки реагентов ЗСК, Карфас и ИАИП-1.

5. Установлено, что в связи с высокой вязкостью нефти, многопластовостью залежи, трещиноватым строением коллектора и наличием подошвенной воды в большинстве продуктивных горизонтов необходимы системы размещения скважин и применение методов воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов.

6. Предложены варианты разработки, предусматривающие применение МУН путем закачки реагентов ЗСК, Карфас и ИАИП-1. Предусмотрено бурение 242 добывающих (в т.ч. 104 горизонтальных и 110 нагнетательных проектных скважин. Коэффициент нефтеизвлечения определенный расчетным путем по гидродинамической модели, исходя из их геолого-физических характеристик пластовых систем, предельной обводненности продукции, которая определяется влиянием методов увеличения нефтеотдачи составил 22,2%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Обоснованы требования к созданию математической модели нефтяного месторождения на основе трехмерной двухфазной изотермической системы с учетом сжимаемости пористой среды и флюидов при введенных внешних граничных условиях. В качестве базовой методики оптимальной интерполяции геолого-физических данных принята линейная модель, на основе которой построена сеточная модель пласта и определена точность восстановления геолого-физических признаков.

2. Для идентификации объектов разработки и обоснования их выделения были применены методы распознавания образов, позволившие выделить два основных объекта отложений карбонатных пород - каширско-башкирский и визейско-турнейский горизонты.

3. Численным моделированием на программном комплексе INSIGHT 2D/3D компании Landmark была получена единая трехмерная матрица сейсмических данных (куб сейсмических данных) Степноозерского месторождения, анализ которой показал, что конфигурация, размер и амплитуда положительных структурных форм существенно различаются по сравнению с ранее существовавшими двухмерными моделями месторождения.

4. С использованием программного комплекса Eclipse компании Schlumberger была проведена корреляция разрезов и построены структурные карты по основным коллекторским свойствам и карты суммарных нефтенасыщенных толщин по выделенным объектам и создана геолого-гидродинамическая модель Степноозерского месторождения.

5. На основе разработанной трехмерной модели месторождения был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа: по категориям С1+С2 начальные балансовые запасы составили 80.5 млн.т., а извлекаемые 10.4 млн.т.; запасы газа составили соответственно 303 и 41 млн.м3. По сравнению с результатами предыдущего подсчета запасов прирост составляет: нефти 10.4, 1.3 млн.т. (балансовые и извлекаемые), а по газу прирост по балансовым запасам - на 9 млн. м3, а по извлекаемым запасам - снижение на 2 млн.м3.

6. С целью наиболее эффективной разработки Степноозерского месторождения были предложены вариант разработки, предусматривающий применение МУН путем закачки реагентов ЗСК, Карфас и ИАИП-1. Годовой максимальный уровень добычи нефти достигает 526,4 тыс.т в 2015 году. За весь срок разработки будет добыто 17848 тыс.т нефти (22,2% от НБЗ) при обводненности 98%, объем закачки воды составит 137006 тыс.м3. Предусмотрено бурение 242 добывающих (в т.ч. 104 горизонтальных) и 110 нагнетательных проектных скважин. Коэффициент нефтеизвлечения определенный расчетным путем по гидродинамической модели, исходя их геолого-физических характеристик пластовых систем, предельной обводненности продукции, которая определяется влиянием методов увеличения нефтеотдачи составил 22,2%.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хайрединова, Дилара Ниловна, Уфа

1. Аглиуллин М.Я. и др. Отчет по теме «Подготовка информационной базы для построения геологических и гидродинамических моделей» г. Бугульма, 1996г.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с англ. - М.: Наука, 1982. - 407 с.

3. Аронов В.И. Методы математической обработки геологических данных на ЭВМ. М.: Недра, 1977. - 169 с.

4. Аронов В.И. Методы построения карт геолого-геофизических признаков и геометризация залежей нефти и газа на ЭВМ. М.: Недра. 1990. -301 с.

5. Аронов В.И. Обработка на ЭВМ значений аномальной силы тяжести при произвольном рельефе поверхности наблюдений. М.: Недра, 1976.-131с.

6. Ахиезер Н.И. Лекции по теории аппроксимации. М.: Наука, 1965.407 с.

7. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977, 230с.

8. Баренблатт Г.И., ЕнтовВ.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984, 208с.

9. Баширов В.В., Федоров К.М., Овсюков А.В. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Уфа, БашГУ, 1984,85с.

10. Ю.Брагинская Г.С., Ентов В.М. О неизотермическом вытеснении нефти раствором активной примеси. Изв АН СССР, МЖГД980, № 6, с.99-107.

11. П.Войтович Е.Д. Обоснование объемов и направлений нефтепоиско-вых работ по объединению «Татнефть» на 1988 г. Казанская геологическая экспедиция, Казань, 1988.

12. Волков A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. М.: Недра. 1988. - 221 с.

13. Гандин Л.С., Каган Р.Л. Статистические методы интерпретации метеорологических данных. Л.: Гидрометеоиздат, 1976. -359с.

14. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.

15. Гордин В.М., Михайлов Б.О., Михайлов В.О. Физические аспекты аппроксимации и фильтрации аномальных полей // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. 1980. -№1. с.78 - 92 .

16. Гуфранова 3.3. Технологическая схема разработки Степноозерского месторождения. Отчет ТатНИПИнефть по договору №3.1.4/95, г. Бу-гульма, 1997г.

17. Давид М. Геостатистические методы при оценке запасов руд. -Л.: Недра. 1980.-360 с.

18. Емельянова Г.Г Авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений республики Татарстан (ЗАО «Татнефтеотдача»). Отчет Татнипинефть, г. Бугульма, 2000г.

19. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи.-М.: Недра, 1989, 232с.22.3азовский А.Ф., Федоров К.М. О вытеснении нефти паром. Препринт № 267 ИПМ АН СССР, М.: 1986, 64с.

20. Карлье Э. Методика количественной оценки месторождений урана. -М.: Атомиздат, 1966. 351 с.

21. Кивелиди В.Х., Старобинец М. Е., Эскин В. М. Вероятностные методы в сейсморазведки. М.: Недра, 1982. - 247 с.

22. Коцюбинский B.JI. и др. «Методика определения кондиции коллекторов и запасов нефти» г. Казань Бугульма, 1982г.

23. Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования - Пер. с англ. - М.: Недра, 1979.-303с.

24. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей.-М.: «Нефть и газ», 1996-284 с.

25. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.- Самара: Кн. изд-во, 1996.440с.

26. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти.- Самара: Кн. изд-во, 1990,8.368с.

27. Ларочкина И.А. О происхождении врезов в турнейских породах Татарии. «Геология нефти и газа», 1987, № 6.

28. Ларочкина И.А., Базаревская В.Г. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти Степноозерского месторождения. Отчет ТатНИПИнефть по договору №А.7.1-44.1/99, г. Бугульма, 1999 г.

29. Львов Г.А. Подсчет запасов нефти Маевского месторождения ТАССР. Отчет КГЭ, Казань, 1974.

30. Львов Г.А. Подсчет запасов нефти Степноозерского месторождения ТАССР. Отчет КГЭ.Казань. 1976.

31. Львов Г.А. Подсчет запасов нефти Степноозерского месторождения ТАССР. Отчет КГЭ, Казань. 1984.

32. Львов Г.А. Подсчет запасов нефти Черноозерского месторождения ТАССР. Отчет КГЭ, Казань.

33. Майер В. П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург: Изд.«Путиведъ», 2000.

34. Максимов М.М. Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976.264 с.

35. Марголин А.Н. Методы геометризации разведуемых запасов полезных ископаемых. Усовершенствованная процедура крайгинга //Обзор.Сер. Математические методы исследований в геологии. М.: Наука, 1977.-454 с.

36. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М.: Наука, 1977.-456 с.

37. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1989. - 608 с.

38. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. М.: Мир, 1968.-с.408.

39. Методика первичной гидродинамической оценки эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи в однородных пластах. РД 39-2699325-204-86, 1986, 144с.

40. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. — Казань: Татарское книжное изд. во, 1989.

41. Мухаметшин Р.З Пересчет запасов нефти, растворенного в нефти газа и ТЭО КИН Степноозерского месторождения РТ. Отчет ТатНИ-ПИнефть, рук. работы, г. Бугульма, 1993г.

42. Мухаметшин Р.З. Геологические особенности залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах Татарии в связи с выбором систем разработки. Диссер. Кандидата геол.-мин. наук.- М.: МИНГ, 1987.

43. Мухаметшин Р.З. Условия образования нижнекаменноугольных эрозионных врезов Татарии и влияние их на нефтеносность. РНТС. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. №3. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.

44. Отчет о работах Заречной сейсморазведочной партии №13-14 в Октябрьском районе Татарской АССР. Отчет Татнефтегеофизики. Рук. работы Новиков В.Н.- Бугульма, 1981.

45. Положение о периодичности производства промысловых гидродинамических исследований, г. Альметьевск, 1998г.

46. Проблемы и пути эффективного освоения залежей высоковязкой нефти Мелекесской впадины. Р.Х. Ахметзянов, Р.З. Мухаметшин, Петрова, В.Г. Изотов. Сб. тр. Международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и

47. Результаты переинтерпретации сейсморазведочных материалов с целью уточнения контуров нефтеносности Степноозерского местрож-дения. Отчет Казанской геофизической экспедиции. Рук. работы Шайдуллин В.А. Казань, 1989.

48. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра 1972, 276с.

49. Руководство по применению метода термополимерного воздействия в залежах с трещинно-поровым коллектором. РД-39-0147035-219— 86.М.: МНП, 1987.-36с.

50. Самарский А.А, Николаев Е.С. Методы решения сеточных уравнений. М.: Наука, 1978. - 592с.

51. Самарский А.А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1983. -616с.

52. Соловьева В.Н. Технологическая схема разработки Степноозерского нефтяного месторождения. Отчет ТатНИПИнефть, фонды, г. Бу-гульма, 1978 г.

53. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов./Сб.науч.тр. М.: Наука 1990, 223с.

54. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1984/ Авт.: Э.М. Халимов, Б.И. Леви, В.И. Дзюба и др.

55. Тихонов А. Н., Арсенин В. Я. Методы решения некорректных задач. -М.: Наука, 1977.-285 с.

56. Феллер В. Введение в теорию вероятностей и ее приложения. Т. 2. -М., Мир, 1967.-498 с.

57. Хамзин Р.Г. Технологическая схема разработки Степноозерского нефтяного месторождения. Отчет ТатНИПИнефть по договору 88.023.89, г. Бугульма, 1989 г.

58. Хатмуллин Ф.Х., Назмиев И.М., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Заги-дуллина JI.H., Султанов Ш.Х. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. М.: ВНИИОЭНГ, 1999.-230 с.

59. Хейгман Л., Янг Д. Прикладные итерационные методы. Пер. с англ. -М: Мир, 1986.-448с.

60. Хемминг Р.В. Численные методы. М.: Недра, 1968: - 400с.

61. Циклическое заводнение нефтяных пластов./Сургучев М.Л., Цынко-ва О.Э., Шарбатова И.Н. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1977

62. Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей.- Киев: Наукова думка, 1979, 208с.

63. Шайдуллин В.А. Результаты переинтерпертации сейсморазведочных материалов с целью уточнения контуров нефтеносности Степноозерского месторождения. Отчет Казанской геофизической экспедиции, г. Казань, 1989 г.

64. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты.-М.: Недра, 1988.-121с.

65. Dubrule О. Comparing splines and kriging // Computers Geosciences, 1984. Vol. 10. - No. 2-3. - P. 327-338.

66. Dubrule O. Two methods with different Objectives: splines and kriging // Mathematical geology, 1983. Vol. 15. - No. 2. - P. 245-257.

67. Kerry K.E., Hawick K.A. Kriging Interpolation on High-Perfomance Computers. Department of Computer Science, University of Adelaide, SA 5005, Australia. Technical Report DPHC-035.

68. Schaback, R., Creating surfaces from scattered data using radial basis functions, in Mathematical Methods for Curves and Surfaces, Morten Daehlen, Tom Lyche, Larry L. Schumaker (eds.), Vanderbilt University Press, Nashville & London, 1995,477-496.

69. Shepard, D. A two-dimensional Interpolation Function for Irregularly Spaced Data. 23-th Nat. Conf. ACM Brandon/System Press Inc. Princeton, pp. 517-523, 1968.

70. Watson G.S. Smoothing and interpolation by Kriging and with splines // Mathematical geology, 1984. Vol. 16. -No. 6. - P. 601-615.

71. Weinbbrandt R.M., Ramey H.J., The effect of temperature on relative permeability of consolidated rocks //SPEJ, 1972, Paper #4142.

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

73. Временное методическое руководство по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти по данным геологоразведочных работ. Москва, 1972 г.

74. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти из недр. Москва, 1987 г.

75. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Москва, 1984 г.

76. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153 39.0-047-00. Москва, 2000 г.

77. Регламент составления проектных технологических документов на-разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39007-96. Москва, 1996 г.

78. Тектонические элементы: Мелекесская впадина Алькеевский грабен

79. Граница депрессионной зоны Камско-Кинельской системы прогибов

80. Центральная депресснонная зона Усть-Черем шанского прогиба Камско-Кинельской системы

81. Основные факторы структурообразования: Седиментационный (эрозионный);характер структурных соотношений наложенный бескорневой)

82. С ед нм е нтационно-те кто ниче с кийхарактер структурных соотношений сквозной)

83. Тектонический (характер структурных соотношений погребённый)

84. Террасы тектонического типа (погребённые)

85. Юхмачинская Валы седиментационно-тектонического типа (сквозные и наложенные сквозные)

86. Аксубаево-ЭштебенькинскиЙ @ Нурлатскнй1. Максим кинский

87. Валы тектоно-седиментационного типа (погребённо-наложенные)

88. Енорускино-Кутушский Валообразные структуры (характер структурных соотношений наложенный)

89. Вишнёво-Полянская @ Аканская1. Структурные зоны

90. Типы локальных поднятий: Тектонический (структурные соотношения сквозные) Седиментационный, эрозионный, эрозионно-седиментационный (структурные соотношения наложенные)

91. Седиментационно-тектоническнй и те кто но-с едим ентацио нный (структурные соотношения сквозные)

92. Hliliifr П > S it 1 " к lifi!t Sl'O ipi">h 520 S8* T-i-T. 120 Sfi* 32i) 60® 320 j:

93. CO Млей екая структура » * - иерейский npei \ $ ■ внэейские вречы- "риф" ** карбонатные "останцы" турнемскик отложений 650 • номер скважины2.1 мощность терригенных отложений в из ейского яруса / - тектонические нарушения

94. I SO i ЬК7 £Q2i200 L009 250 тр2 ill 2J0 1 24 66 m 230 ffi 53 230 л

95. Чякскпшккля Н Колос от: кия

96. Южно-Лксуилниски Н КЪлосавсгая4 Лксуылннская 9 Мац некая

97. Ъпадно-Аксучлинскм 7 Маисюткнская

98. Южно-А ксу млнис кая 8 Колос о «сии4 Аксушиюскм 9 Мае к кв*