Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами"

На правах рукописи

О 3 СЕН 2009

СУЛТАНОВ ШАМИЛЬ ХАНИФОВИЧ

ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2009

003475871

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете и Центре химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан.

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич.

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Валеев Марат Давлетович;

доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович;

доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович.

Ведущее предприятие ФГУП «Институт геологии и разработки горючих

ископаемых» (ИГиРГИ) МИНТОПЭНЕРГО РФ и РАН.

Защита состоится « 2 » октября 2009 г. в 14 — часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом, университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан,г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « 20 » августа 2009 г.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

Актуальность темы. Значительная степень выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации, открытие месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, связанных с низкопроницаемыми и малотолщишшми коллекторами, нефтями высокой вязкости, залежами с обширными подгазовыми и водоплавающими зонами, приводит к ухудшению качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности. В создавшейся ситуации, поддержание и увеличение уровней добычи нефти возможно за счет оптимизации и совершенствования систем разработки, выбора метода увеличения нефтеотдачи. Для решения задач по регулированию разработки месторождений требуется проведение детального анализа динамики основных технологических показателей объектов эксплуатации в условиях значительной вариации геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров систем воздействия. Проведение такого анализа предполагает, во-первых, структурирование и дифференциацию запасов нефти на активные и трудноизвлекаемые; во-вторых, классификацию продуктивных отложений по наиболее значимым и информативным факторам с использованием современных подходов и методов обработки информации; в-третьих, детальный геолого-технологический анализ, который включает уточнение геологического строения с созданием моделей залежей, обобщение опыта разработки соседних или аналогичных продуктивных пластов, гидродинамическое моделирование, анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, обоснованный выбор оптимальной (с учетом экономических и экологических условий) системы разработки и технологии выработки остаточных и трудноизвлекаемых запасов. Нефтяные месторождения центральной и северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) характеризуются существенными различиями геолого-технологических условий, эффективностью выработки запасов нефти и применения методов воздействия. По месторождениям указанного региона накоплен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации. В связи с этим системный статистический и геолого-технологический анализ результатов разработки месторождений, методология его проведения, теоретические исследования в данной области для залежей нефти с различными геолого-физическими и физико-химическими условиями пластовых систем являются актуальными.

3

Цель работы: обеспечение эффективного регулирования разработки нефтяных месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов за счет создания новых методик системного геолого-технологического и геолого-статистического анализа, группирования и классификации продуктивных объектов, структурирования и дифференциации запасов, а также мониторинга применения методов увеличения нефтеотдачи.

Основные задачи исследований:

1 Анализ структуры запасов нефти месторождений Волго-Уральской НГП с определением доли трудноизвлекаемых с использованием современных критериев их выделения.

2 Разработка методики классификации продуктивных толщ при различных объемах данных о геолого-физических и физико-химических параметрах пластовых систем с применением независимых аппаратов математической статистики и интеллектуального анализа.

3 Систематизация и развитие методологии геолого-технологического анализа разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к сложнопостроенным залежам высоковязкой нефти, обширным водонефтяным зонам, а также к объектам со значительной выработкой запасов нефти.

4 На основе геолого-гидродинамического и геолого-статистического моделирования залежей нефти, характеризующихся различными категориями трудноизвлекаемых запасов, обоснование комплекса геолого-технологических рекомендаций по регулированию и совершенствованию систем разработки.

5 Разработка методики многоуровневого геолого-технологического анализа применения методов повышения нефтеотдачи пластов.

Методы исследований:

Решение поставленных задач основывалось на анализе и обобщении опыта разработки большой группы нефтяных месторождений Волго-Уральской НГП, на комплексном подходе с использованием методов геологического и гидродинамического моделирования, математической статистики и интеллектуального анализа (кластерный анализ, метод главных компонент и искусственных нейронных сетей). Методической основой являлся системный геолого-технологический анализ, учитывающий особенности разработки

залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) нефти на различных иерархических уровнях.

Научная новизна:

1 Разработана методика классификации продуктивных пластов с использованием независимых методов математической статистики и интеллектуального анализа, учитывающая объем и качество геолого-физической и физико-химической информации, на основе которой выделены классы продуктивных объектов месторождений Волго-Уральской Ш'П с оценкой в них доли ТрИЗ, выявлены их особенности и определены характерные объекты для выполнения комплекса геолого-технологических исследований по регулированию разработки.

2 Обоснованы и конкретизированы геотехнологические принципы регулирования разработки месторождений с ТрИЗ нефти, на основе которых создана методология системного геолого-технологического анализа разработки месторождений с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим строением, слабой геологической изученностью, обширными водонефтяными зонами, высокой выработкой запасов.

3 Теоретически обоснован и дифференцирован по геолого-физическим условиям характерных объектов комплекс геолого-технологических решений повышения эффективности систем и технологий разработки месторождений с различными категориями ТрИЗ с использованием нестационарного заводнения в сочетании с физико-химическими, микробиологическими и термическими методами увеличения нефтеотдачи, системными обработками и оптимизацией плотности сетки скважин.

4 На примере микробиологических и комплексных технологий освоения ТрИЗ нефтяных месторождений Урало-Поволжья разработаны научно-методические подходы, позволившие установить условия эффективного применения третичных методов увеличения нефтеотдачи и получить надежные геолого-статистические модели для прогнозирования их технологических показателей.

Основные защищаемые положения:

1 Методология системного геолого-технологического анализа разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов нефти.

2 Методика классификации продуктивных объектов при различных объемах данных, характеризующих геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем с использованием различных методов математической статистики и интеллектуального анализа.

3 Методика многоуровневого геолого-технологического анализа применения методов увеличения нефтеотдачи.

4 Комплекс геолого-технологических мероприятий и рекомендаций по совершенствованию систем и технологий разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых и остаточных запасов.

Достоверность полученных результатов:

Достоверность полученных результатов достигалась применением современных статистических методов обработки результатов геолого-промысловых исследований, проведенных на. основе большого массива геолого-физической и геолого-технологической информации, накопленной в процессе длительной эксплуатации рассматриваемых залежей, в том числе с применением методов увеличения нефтеотдачи, с использованием современных методов геолого-гидродинамического и геолого-статистического моделирования, сходимости результатов геолого-гидродинамического, геолого-статистического и натурного моделирования.

Практическая ценность и реализация работы

Разработанные методики: классификации продуктивных объектов в условиях различных объемах геолого-технологической информации с использованием статистических и интеллектуальных методов, выполнения анализа выработки трудноизвлекаемых запасов нефти апробированы и внедрены в ОАО «Татнефтеотдача», ООО НПФ «Нефтегазразработка», ОАО «АКМАЙ» при составлении проектной и технологической документации разрабатываемых и вводимых из разведки месторождений с остаточными и трудноизвлекаемыми запасами: Мухарметовское месторождение (1998, 2003, 2005 гг.), Степноозерское месторождение (2001, 2002 гг.), Красноярско-Куединское месторождение (2004 г.), Ново-Елховское месторождение (1997 г.), Москудьинское месторождение (2000 г.), Константиновское месторождение (2001 г.), Шумовское месторождение (2001 г.).

Для НГДУ «Чекмагупшефтъ» разработаны и переданы для внедрения методики прогнозирования эффективности биокомплексного воздействия для

объектов в терригенных отложениях нижнего карбона и определения запасов нефти по участкам биокомплексного воздействия.

Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при проведении занятий по дисциплинам «Математические методы моделирования в геологии», «Нефтегазопромысловая геология» со студентами и аспирантами специальности «Геология нефти и газа».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались:

а) на заседаниях: Ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ (г.Уфа, 19992002 гг.); Центра химической механики нефти АН РБ (г.Уфа, 2004-2006 гг.); территориальной комиссии по разработке Республики Татарстан (г.Казань, 2003-2005 гг.); Науч.-техн. советов ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (г. Пермь, 20042005 гг.), ОАО «ЛУКОЙЛ» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «АКМАЙ» (г. Альметьевск, 2003-2004 гг.), ЗАО «Татнефтеотдача» (г. Альметьевск, 2001— 2003 гг.);

б) на международных, межотраслевых, региональных научно-технических конференциях, конгрессах, симпозиумах и совещаниях: Европейском симпозиуме по нефтеотдаче; Регион, конф. «Геология и полезные ископаемые Западного Урала», г. Пермь, 1997 г.; 3-й Междунар. конф. по химии нефти, г.Томск, 1997 г.; Междунар. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России», УГНТУ, г. Уфа, 1998 г.; Науч.-практ. конф. (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», г. Ухта, 1999 г.; Ш Конгрессе нефтегазопромышлешшков России «Проблемы нефти и газа», г. Уфа, 2001 г.; Всерос. науч.-техн. конф. «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи», г. Тюмень, 2002 г.; 12-м Европ. симп. «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Казань, 2003 г.; Междунар. науч.-практ. конф. «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья. Геология и разведка месторождений и техногенных образований», г. Екатеринбург, 2003г.; II Всерос. науч.-практ. конф., Самара, 2003 г.; VI Конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», г. Уфа, 2005г.; Междунар. конф. «Новые технологии повышения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязкой нефти в

карбонатных коллекторах», г. Ижевск, 2006 г.; Междунар. науч.-практ. конф. «Ашировские чтения», г.Самара, 2006г.; Науч.-техн. конф., посвященной 50-летию ТатНИПИнефть, г.Бугульма, 2006г.; VI Междунар. конф. «Химия нефти и газа», г. Томск, 2006 г.; Всерос. науч.-практ. конф. «Большая нефть XXI века», г.Альметьевск, 2006г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 63 печатные работы, включая 34 статьи, из них 9 в журналах, входящих в перечень, рекомендованный ВАКом Минобразования и науки РФ, 2 монографии и 27 материалов конференций.

Личный вклад

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, их решение, обобщение результатов, анализ и обоснование полученных результатов, рекомендации, непосредственное участие в опытно-промышленных испытаниях.

Автор выражает искреннюю благодарность научному консультанту проф. В. Е. Андрееву, проф. Ю. А. Котеневу, проф. H. Ш. Хайрединову, проф. К. М. Федорову, плодотворное сотрудничество с которыми способствовало становлению и развитию идей, положенных в основу работы. Автор благодарит соавторов совместных работ, специалистов инженерно-геологических служб нефтегазодобывающих предприятий и коллег за большую помощь при совместных внедрениях и исследованиях.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 249 страниц текста, 125 рисунков и 72 таблицы, список использованных источников насчитывает 158 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснованы актуальность работы, цель и основные задачи исследований, научная новизна, практическая значимость и апробация работы.

Значительный вклад в решение проблемы разработки нефтяных месторождений, в том числе с применением методов увеличения нефтеотдачи (МУН) внесла большая группа выдающихся ученых и производственников, таких как Р. Г. Абдулмазитов, P. X. Алмаев, В. Е. Андреев, Ю. В. Антипин, В. А. Бадьянов, Б.Т. Баишев, К.С. Баймухаметов, Ю.Е. Батурин, Р. Н. Бахтизин,

A. Ф. Блинов, А. А. Боксерман, В.Я. Булыгин, М.Д. Валеев, Г.Г. Вахитов,

B.Д. Викторин, В.В. Девликамов, Л.Ф. Дементьев, Р. Н. Дияшев, Ю. В. Желгов,

C. А. Жданов, С.А. Забродин, JI.H. Загидуллина, С.Н.Закиров, Ю.В. Зейгман, Р.Р. Ибатуллин, М. М. Иванова, В. Е. Кудинов, Р. Я. Кучумов, И. А. Ларочкина, Л. Е. Ленченкова, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, В.И. Мархасин, И. Л. Мархасин,

A.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, Э. Д. Мухарский, Р. Я. Нугаев, Б. М. Орлинский, И. Г. Пермяков, М. К. Рогачев, Ivi. М. Сап-аров, С. А. Султанов, М. Л. Сургучев, Б. М. Сучков, 3. М. Тимашев, М. А. Токарев, Р. Т. Фазлыев, K.M. Федоров, Р.Х. Хазипов, Н. Ш. Хайрединов, Э. М. Халимов, М. М. Хасанов, Р. С. Хисамов, Н. И. Хисамутдинов,

B. Н. Щелкачев, Э М. Юлбарисов, И. Г. Юсупов, В. Л. Яхимович и др.

В первой главе проведена дифференциация запасов нефти основных тектонических элементов центральной и северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НТО) на активные и трудноизвле-каемые. Оценена доля ТрИЗ запасов с использованием критериев современной классификации.

Согласно классификации ВНИИнефти, к категории ТрИЗ нефти относятся месторождения, содержащие нефти с вязкостью более 30 мПа-с, с проницаемостью коллектора менее 0,05 мкм2 и с нефтенасыщенной толщиной менее 1,5 м. Для геологических условий нефтяных месторождений Башкортостана (И. И. Абызбаев, А. Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е. В. Лозин) в качестве критериев выделения ТрИЗ приняты: для терригенных коллекторов— вязкость нефти более 50 мПа-с, проницаемость коллектора менее 0,200 мкм2 и нефтенасыщенная толщина до 2 м; для карбонатных коллекторов вязкость нефти более 50 мПа^с и проницаемость коллектора менее 0,05 мкм2.

Дифференцированный подход к выделению запасов для различных регионов и геоструктурных элементов обоснован опытом эксплуатации залежей. Так, некоторые залежи нефти с вязкостью нефти 30 мПа-с в Башкортостане разрабатываются достаточно эффективно.

Современные критерии классификации ТрИЗ, предлагаемые Э. М. Халимовым, Н. Н. Лисовским, сформулированы на основе результатов обобщения теоретических работ, отечественной и зарубежной практики разработки нефтяных месторождений, кроме того, учтены применяемые сегодня технологии добычи нефти. В данной классификации, кроме группы

геолого-физических условий выделения ТрИЗ (вязкость > 30 мПа-с, проницаемость < 0,03 мкм2, пористость < 8 %, нефтенасьпценность < 55 %, нефтенасы-щенная толщина для терригенных и карбонатных коллекторов, соответственно, й 2 и <, 4 м и др.) представлена «технологическая» группа, где критерием отнесения к ТрИЗ является показатель выработанности (истощенность) запасов нефти, составляющий более 70 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). По этой причине для месторождений Волго-Уральской НГП была рассмотрена классификация, предложенная Э. М. Халимовым и Н. Н. Лисовским.

Согласно этой классификации, выполнена дифференциация запасов нефти на активные и трудноизвлекаемые в пределах рассматриваемого региона по отдельным структурным элементам.

Выполненный анализ структуры запасов нефти по 387 месторождениям позволил отметить следующее: доля ТрИЗ от начальных геологических в терригенных коллекторах составляет около 50 %; в карбонатных коллекторах минимальное значение доли ТрИЗ - 65% от начальных геологических запасов (НГЗ), выявлено в Юрюзано-Сылвенской депрессии. Преобладающее большинство ТрИЗ - это продуктивные пласты с малой нефтенасыщенной толщиной, содержащие нефть высокой вязкости, низкопроницаемые, либо выработанные более чем на 70 % (таблица 1).

Ранее Ю. А. Котеневым выполнен анализ структуры запасов по некоторым тектоническим элементам Башкортостана и Татарстана, где доля ТрИЗ нефти оценивалась по классификациям И. И. Абызбаева, Р. X. Муслимова, Р. Г. Абдулмазитова. Отмечено, что доля ТрИЗ от НГЗ в терригенных коллекторах изменяется от 2,5 до 33 %, в карбонатных — от 11,7 до 81 %.

Структурирование запасов продуктивных толщ Урало-Поволжья показало, что доля ТрИЗ увеличилась на 44 %. По месторождениям Башкортостана рост доли ТрИЗ, с учетом только критерия «выработанности» составил по залежам в терригенных коллекторах 43% от НГЗ и 9% от НИЗ, по залежам в карбонатных коллекторах 25% от НГЗ и 10% от НИЗ. Трудноизвлекаемые запасы содержатся во всех стратиграфических комплексах, по этой причине их освоенность различна. Слабой выработкой характеризуются залежи с высокой вязкостью нефти. Увеличение доли ТрИЗ в терригенных коллекторах отмечается в основном в залежах нефти с малой нефтенасыщенной толщиной и низкой проницаемостью коллектора.

и

-с КИЗ > 70% -с температурой <20 °С -с вязкостью нефти >30мПас -с проницаемостью < О.ОЗмкм2 | -с иефтенасыще-нностью <55% -с пористостью <8% -с малой нефтена-сыщенной толщиной (терриг. <2м, карбонатные<4м) 1 В т.ч.доля ТрИЗ в коллекто ТрИЗ Активные запасы Запасы, категории ТрИЗ

|еин| щ ы НИЗ щ со НИЗ щ со ё 00 а оо НИЗ! а Со НИЗ 5 СО низ' НГЗ со НГЗ со НГ31

-Й. СЛ о ы и> ю ю VI ы (О си о р V» VI -и VI о VI 00 41 41 41 ы я 1 § Пермско- Башкирский свод Доля запасов по тектоническим элементам, %

00 и) оч чо с* 00 к> 4^ Оч 4*. оч си ю V» ЧО ЧО ЧО й ^ ю ОЧ со ю 00 из ы |карб

о о о о о о о о о о ч о р * 1 Вельская депрессия

41 О N3 (О V) 40 VI ы оч -4 ю си 00 ю 04 —4 ЧО о о о о о о я •й в,

40 41- VI а* о о (О о ЧО ЧО ЧО ЧО - - ч те ТЗ | Коллектор] Бирская седловина

и) из из из си о* 45 ы ю о N ЧО 4». ЧО V* ЧО ЧО ЧО ОЧ - 41 В

оо 00 о VI ЧО - со 00 V» -4 ю из Си 3 ■р | Коллектор^ Благовещенская и Бымско-Кунгурская нпялины

00 41 -4 о си - - ю ю из из О V» - ЧО к> ЧО о ЧО оэ ЧО ю из 54 £ 0\

сл ю сч со к> 04 4». 04 о\ -4 VI ю 40 м V) Ч а ■р | Коллектор] ВерхнеКамская впадина

о 00 м си ю из --1 и) ю си оо из (О м си из из си VI 41- 4^ 4ь а 00 ю м 00 О-»

О о о о 5 о ч О "О | Коллектор Косьвинско- Чусовская седловина

-с* Оч си ЧО СЛ 4*. 04 о о о о о о |карб.

о о о о о о о о о о ч о р Я о и Й Мелекесская впадина

о о о о о о о о о о «

о о ь-1 о о ОЧ о ОЧ о ■е. о ■и О -) то ■р 1 § Мраковская депрессия

чо ЧО о к К) ко К) л. К) м ЧО ю ю ЧО 00 ЧО 00 К) к> X « ОА

о О си ОЧ К) о ы 4* -и 00 си ы ■Ь. ЧО из 00 Оч ч о р Я I О 5 Ц Соликамская впадина

о 4а. си чо чо ЧО о\ ю о - си Й N3 00 ю ЧО к о*

-О о о\ и> - Сч оч чО - - ю си о "ю р си 4^ -и 41. Оч ы ЧО VI -и я р я о ц и п ^ Южно- Гатарский свод

--4 из - - V» о о* ы о о о "к> -4 ЧО СО О ст\ си ЧО из 00 из к 1

ЧО -О 00 V« о Оч си си 41. 00 О* из VI ы о | о Юрюзано- Сылвенская депрессия

VI о VI м м 4^ 00 ЧО 00 Оч V) си ОЧ СЛ м -4 из СЛ 1 о\

Таким образом, анализ структуры трудноизвлекаемых запасов показал, что при использовании критериев оценки по Э. М. Халимову, Н. Н. Лисовскому, их доля составляет более 75-80 %, по причине учета степени выработанности извлекаемых запасов (коэффициент использования запасов более 70 %).

Во второй главе выполнена классификация продуктивных отложений различными методами. Оценена сходимость результатов группирования с использованием искусственных нейронных сетей, метода главных компонент и кластерного анализа. Дана характеристика выделенных классов продуктивных отложений. Отмечены особенности использования статистических методов обработки геолого-технологической информации. Разработана методика классификации продуктивных толщ при различных вариациях геолого-физической и физико-химической информации пластовых систем.

Вопросы прогнозирования добычи нефти, выявления особенностей и факторов, влияющих на добычу нефти, всегда имели большое значение в процессах контроля и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Предлагаемая система разработки обосновывается геологическим строением месторождения и имеющимся опытом разработки сходных по геолого-физическим и технологическим параметрам залежей.

В настоящее время по очень значительному количеству месторождений Урало-Поволжья накоплен большой объем информации как по геологическому строению, так и по технологическим показателям разработки. Обобщение, систематизация и, как следствие, возможная классификация эксплуатационных объектов месторождений по геотехнологическим параметрам пластовых систем позволяют обоснованно и оперативно выделять в группы схожие объекты разработки и уже в конкретных группах выявлять технологии разработки залежей, которые были успешно реализованы.

Задачи выявления и идентификации объектов одного иерархического уровня решаются с использованием различных методов математической статистики. Широкое использование получили дисперсионный и кластерный анализы, метод главных компонент (МГК), метод группового учета аргумента и т.д. Все статистические методы основаны на вычислении различных статистических характеристик и проверке их надежности. Выбор и применение того или иного метода чаще всего определяется удобностью и «привычностью» его использования, а не всегда точностью и оперативностью,

Для обоснования и выбора адекватного статистического метода обработки исходной геолого-технологической информации была проведена классификация продуктивных объектов с использованием МГК, кластерного анализа и активно развивающихся интеллектуальных методов, таких как искусственные нейронные сети (ИНС).

Группирование объектов разработки имеет целью выделение групп объектов, близких по условиям залегания, геолого-физическим и физико-химическим свойствам пластов н насыщающих их флюидов.

В качестве объектов исследования были отобраны 1427 продуктивных объектов разработки центрально-восточной части Волго-Уральской НГП, административно находящихся в Башкортостане, Татарстане и в Пермском крае.

Для объектов, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, идентификацию проводили отдельно. В группировании участвовал 681 объект в терригенных коллекторах и 746 — в карбонатных. Сходство объектов определяли по таким параметрам, как: коэффициенты проницаемости, пористости, нефтенасыщенносги, песчанистости; плотности и вязкости пластовой нефти; эффективной нефтенасыщенной толщине; содержанию АСПВ; площади нефтеносности и глубине залегания.

Выполненное группирование объектов исследования различными способами показало, что по всем трем методам эксплуатационные объекты распределились на 4-5 основные группы. С помощью МГК и кластерного анализа выделено по пять групп объектов, с использованием ИНС — четыре группы объектов.

Сопоставление результатов группирования различными методами показывает, что полученные характеристики групп имеют достаточно высокую схожесть. Это объясняется тем, что более 30 % объектов как терригенных, так и карбонатных коллекторов выделено в определенные группы по каждому способу группирования, т. е. более 50 объектов каждой группы повторяют результаты группирования по всем трем методам идентификации.

Сравнение и оценка параметров отдельных групп и анализ распределения объектов по группам позволили выделить четыре класса продуктивных объектов, имеющих свои характеристики (рисунок 1). Кроме того, анализ группирования позволяет определить и убедиться, какие параметры оказали определяющее влияние на формирование классов при использовании различных методов.

Объекта первого класса сформировались под влиянием следующих параметров: глубины залегания объектов; коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности; содержания АСПВ (таблица 2). Влияние этих параметров обусловлено тем, что их средние значения являются либо минимальными, либо максимальными для группы, определенной различными способами идентификации, т. е. коэффициент пористости является минимальным как для первой группы, определенной по ИНС и МГК, так и для второй группы, определенной по кластерному анализу.

Группы, Группы, Группы, выдеяошые Общее

выделенные с выделенные с с помощью наименование

помощью ИНС помощью МГК кластер нога анализа групп (класс)

Рисунок 1 — Схема корреляции групп эксплуатационных объектов в терригенных коллекторах

Второй класс включает вторую группу по ИНС и четвертые группы по МГК и кластерному анализу. Общими минимальными значениями для данных групп являются глубина залегания, а максимальными — параметры, характеризующие коллекторские свойства и неоднородность (пористость, проницаемость, коэффициент песчанистости), а также свойства нефти (вязкость, содержание серы).

Третий класс объектов сформировался по результатам совпадения 3"й группы по ИНС, 5"й— по МГК и 1"й — по кластерному анализу. Основными и общими показателями, характеризующими этот класс, являются минимальные толщинные характеристики и минимальные значения коэффициента песчанистости.

Таблица 2 - Сопоставление средних значений параметров по группам, полученных различных

идентификации объектов в терригенных коллекторах

Итоговые группы Группа 1 Группа 2 Группа 3

Метод группирования ИНС МГК Кл.Ан. ИНС МГК Кл.Ан. ИНС МГК Кл.Ан. ИНС

Группы по различным методам 1 1 2 2 4 4 3 5 1 4

Глубина залегания, м 2053 ШШЙ 1870 1360 1274 1584 1779 1670 1803

Плошадь нефтеносности, тыс.мг 6756 13313 9382 38985 28062 9665 5967 28244 9652 26700

Общая нефтенасыщенная толщина, м 5,3 9,77 6,4 8,5 7,47 6,1 5,5 7,6 6,5 «Л

Эффект, нефтенасыщенная толщина, м 2,1 4,0 2,8 3,2 3,0 2,7 2.0 2.3 2.2 4,2

Коэффициент пористости, д.е. « шшш Ф7 0.215 0,212 : 0.216 0,182 0,183 0,179 0,172

Коэффициент нефтенасыщснности, д.е. 0,1112 шша тп 0,828 0,835 0,836 0,820 0,861 0,827 0,825

Коэффициент проницаемости, мкм1 0.141 0.122 0,180 0.611 Щйвф; 0,456 0,193 0,281 0,232 0,200

Пересчетаый коэффициент, д. е. 0,852 0,767 0,853 0,948 0,958 0.960 0,942 0,920 0,932 0,844

Плотность нефти, г/см3 0,866 ШШМ 0,858 .0397 0,906 0,917 0,894 0.891 0,893 0,861

Вязкость нефти. мПа*с 5,6 2,523 4,9 зол 37,9» '49.2 20,4 12,5 16,3 . ; .4,9

Содержание серы, % 1,7 1 1,5 » . М. 2,5 2 1 2,5 1,6

Содержание парафинов, % ля * 5 ¡Р? 3,6 3 3,3 3,4 : V 4,3

Содержание смол и асфальтенов, % ш 14.2 24,5 27 28,4 24,5 22 22,4 15,2

Пластовая температура, "С тш 31 а ёОДч V 26 т 26 30 33 31 32

Коэффициент песчанистости, д.е. 0,503 0,485 0,529 М 0,545-. т?,639 ЙШЙ! 0,498

Условные обозначения к таблице:

- параметры, у которых совпали максимальные или минимальные значения в группах: 0,547 -максимальное среднеарифметическое значение среди различных групп, полученное каким-либо одним методом группи]

5,3 -минимальное среднеарифметическое значение среди различных групп, полученное каким-либо одним методом групгшр

Для выделения четвертого класса рассмотрены четыре различные группы: 4'" — по ИНС, 2"я — по МГК, 2'" и 3'" — по кластерному анализу. Во второй и третьей группах кластерного анализа присутствуют общие объекты, которые выделены также в группы по ИНС и МГК. Значительное большинство объектов этих групп характеризуется минимальными значениями площади нефтеносности, вязкости и плотности нефти, а также максимальными значениями общей и эффективных толщин.

По результатам классификации можно отметить следующее:

— около 80 % продуктивных объектов распределены по группам в не зависимости от способа группирования;

— результаты группирования, полученные различными методами, достаточно хорошо коррелируются между собой;

— максимальное совпадение в группах получено по 242 объектам терригенных и 237 объектам карбонатных отложений. Эти объекты образуют однородные группы, которые занимают определенные, плотные и ограниченные зоны как в осях главных компонент, так и на дендрограмме в кластерном анализе.

Выделенные особенности рассмотренных групп объектов позволяют решать ряд различных задач проектирования и анализа разработки, а также выбора и обоснования методов увеличения нефтеотдачи пластов на основании успешного использования определенной технологии на одном объекте и прогноза его эффективности — на другом.

Группирование тремя независимыми методами позволило не только более объективно и точно выделить самостоятельные классы, но и отметать ряд особенностей:

— при классификации большого количества объектов, которые характеризуются значительным набором геотехнологических параметров, необходимо использовать несколько независимых методов группирования объектов. Это позволит более точно и объективно выделить идентичные объекты и определить центры групп;

— использование нескольких методов группирования позволит выявить близость «сомнительных» объектов к той или иной группе;

—методы МГК и нейросетевое моделирование (НСМ) позволяют оценить степень влияния отдельных (входных) параметров при группировании. Это

достигается путем анализа весовых коэффициентов в ИНС и коэффициентов в уравнениях МГК;

— выделение однородных групп по МПС выполняется в осях главных компонент. Достаточным условием для этого является суммарная дисперсия, которая для первых трех компонент должна составлять не менее 65-70 %. Выделение однородных групп при очень большом количестве объектов в осях главных компонент субъективно, гак как визуально сложно в большой совокупности выделить близкие объекты по нескольким координатным сеткам;

— методология ИНС самостоятельно предлагает оптимальное количество групп и достаточно четко показывает, после нескольких этапов обучения, к какой группе или группам принадлежит объект исследования;

— кластерный анализ удобнее использовать при группирование малого количества объектов, характеризующихся ограниченным количеством параметров.

Методика классификации залежей нефти с использованием независимых методов при различных объемах геолого-физической и физико-химической информации пластовых систем

На результаты классификации значительное влияние оказывают качество и объем исходной информации. Для более достоверного распределения объектов по группам разработана методика классификации, направленная на выбор способа группирования при определенном наборе исходной информации.

Процесс классификации объектов, прежде всего, требует проверки и оформления исходной матрицы даниш. Известно, что объем исходной информации влияет на результаты классификации. Исходя из этого, а также из целей группирования предлагаемая последовательность выделения однотипных групп проводится различными методами. Детальный схематичный порядок группирования предложен на рисунке 2, но сама процедура группирования имеет некоторые особенности.

При группировании небольшого количества объектов удобно использовать кластерный анализ. Схожие объекты исследования на построенной дендрограмме располагаются в непосредственной близости, т. е. образуют один кластер. Суть данного метода в том, что два объекта, принадлежащих одной и той же группе (кластеру), имеют коэффициент

Количество исследуемых объектов не

более 50. Параметров, хаоактеоизуюпщх объект, не более 10

Количество исследуемых объектов от 50 до 150. Параметров, характеризующих объект, более 10

Цель: выделение групп (классов)

Кластерный анализ

i ZZ

Цель: выделение групп (классов) с определением параметров, оказывающих наибольшее влияние на их формирование

Выделение на дендрограмме объектов в группы

МГК

Суммарная дисперсия более 60-70 % 4

Оценка суммарной дисперсии по первым трем компонентам

Определение и анализ параметров, оказывающих наибольшее влияние на главные компоненты

Суммарная дисперсия менее 60-70%

Выделение отдельных классов с описанием их характерных особенностей

инс

Количество исследуемых о* 150. Параметров, харакп объект, более 1 1

Цель: выделение групп ( определением параметров, ( наибольшее влияние на их 4 Выявление характерных о выделенных клас

Выбор архитектуры и обучение на тестовой выборке

Определение и исключение параметров, оказывающих незначительное влияние на главные компоненты

Выбор количества циклов обучения (эпох) матрипы i

Выделение групп, сравнение распределения объектов по группам после каждого цикла

X

Оценка значений «весов» каждого параметра. Выделение отдельных классов с описанием их характерных особенностей

Распределение «сомнительных» объектов по группам, на основании анализа их приуроченности к группам, установленных при идентификации другими методами, а также анализ параметров, характеризующих каэадый объект

Выделение груш независимым метода ИНС, кластерны] Доверительная оценх группировг

X

Выделение особ характеризующих ка которые определенн) методам

Выделение объект формируют отдельн всем трем методам щ т.е. полностью п результаты групп независимости <

Сопоставление групп, полученных при различных методах, и оценка общих особенностей. Выделение классов с описание!» характерных особенностей

Рисунок 2 — Схема классификации объектов различными статистическими методами при р;

условиях представления исходной информации

сходства, который меньше некоторого порогового значения. Пороговое значение отображает дистанция на дендрограмме, и чем больше величина дистанции, тем ниже коэффициент сходства.

Если необходимо выполнить классификацию большого количества объектов и при этом выявить параметры, оказывающие значительное влияние на процедуру идентификации, рекомендуется использовать нейросетевой метод или МГК. Использование МГТС в отличие от ИНС может быть обусловлено тем, что исполнитель сам желает участвовать в непосредственном выделении групп и их центров (типичных объектов) в осях главных компонент. При таком подходе необходимо оценивать субъективный фактор отнесения объекта к определенной группе. Этого можно избежать, если определить центры группирования и вычислить расстояние от рассматриваемого объекта до центров групп, и там, где это расстояние будет меньше, он будет больше всего схож с объектами этой группы. ИНС ограничивает влияние исследователя на процесс классификации. При выполнении процедуры группирования нейросетевой алгоритм расписан таким образом, что он предоставляет варианты последующих действий (например, ИНС предлагает оптимальное количество классов, на которые он может разделить всю совокупность данных). После неоднократного обучения выборки нейросеть показывает, к какой группе относится объект или с какими группами объектов он более схож.

Сложнее выполнять классификацию при большом объеме данных. Здесь для наиболее объективных результатов недостаточно ограничиваться одним методом классификации. Поэтому в методике предлагается использовать независимые способы идентификации объектов (ИНС, МГК, кластерный анализ). Особенностью и сложностью использования нескольких методов является конечное сопоставление групп и выявление основных общих характеристик. Особое внимание нужно обратить на группы объектов, которые повторяют результаты классификации по всем независимым методам. Основные характеристики выделенных классов будут определены на основе особенностей объектов этих групп.

Использование данного методического подхода к классификации объектов повысит достоверность выделения однотипных объектов. В пределах отдельных классов появляется обоснованная возможность к тиражированию успешного опыта по использованию технологий, способов и методов, направленных на повышение эффективности выработки запасов углеводородов.

В третьей главе по результатам системного геолого-технологического анализа разработки месторождений нефти с различными категориями трудноизвлекаемых запасов обоснован комплекс мероприятий и рекомендаций по регулированию их разработки.

Анализ исследований, выполненный в предыдущих разделах, показал, что среди множества эксплуатационных объектов с трудноизвлекаемыми запасами выделяются наиболее характерные особенности месторождений, которые:

— характеризуются:

а) высокой выработкой запасов (КИЗ более 70) и приурочены к определенному геоструктурному элементу;

б) высокой вязкостью нефга;

— разрабатываются на естественном природном режиме (мелкие месторождения нефти);

— имеют обширную водонефтяную зону и значительную долю запасов, расположенных в карбонатных коллекторах.

Наиболее показательными месторождениями с вышеуказанными характеристиками являются: месторождения Бирской седловины, Мухарметовское (восточный склон Татарского свода), Степноозерское (Мелекесская впадина) и месторождения северной части Башкирского свода. На примере этих месторождений в работе представлена методика выполнения системного геолого-технологического анализа с целью оптимизации воздействия на различные категории ТрИЗ.

Повышение эффективности выработки запасов нефти мелких месторождений в условиях слабой геологической изученности (на примере Мухарметовского месторождения)

Для разрабатываемых средних и крупных месторождений данные, полученные в результате дополнительных геолого-разведочных работ, по распространению пород-коллекторов, наличию слабопроницаемых зон, по изменению нефтенасыщенности и эффективной нефтенасыщенной толщины, уточнению контуров ВНК и т.д., в большинстве случаев оказывают незначительное влияние на систему разработки. Аналогичные мероприятия по доразведке или уточнению геологического строения продуктивных горизонтов мелких месторождений могут привести к пересмотру всей сложившейся системы разработки.

Изменение представления о геологическом строении, в частности геолого-физических характеристик продуктивных пластов, ведет к пересмотру

подсчетных параметров разрабатываемых объектов. Даже в случае изменения запасов углеводородов, не превышающем 10 % для мелких месторождений, пересмотр способа эксплуатации и системы размещения скважин весьма вероятен. Соответствующий пересмотр системы разработки месторождения был выполнен на Мухарметовском месторождении Республики Татарстан.

Успешность глубокого бурения по Мухарметовскому месторождению, содержащему высоковязкие нефти, составила 40 %. Данное состояние нельзя охарактеризовать как удовлетворительное. Дополнительные геологоразведочные работы позволили по-иному отобразить геологическое строение продуктивных залежей.

Данные исследования показали существенное изменение и различие в строении залежей, а в частности — в расположении контуров нефтеносности. В результате переинтерпретации исходной информации и построения новых геологических моделей контуры залежей в пашийских, бобриковских и кизеловских отложениях значительно изменились, а, соответственно, изменились площади и объемы нефтенасыщенных пород. Отметим и слабую изученность визейских врезовых зон, тектонических нарушений. •

В связи со слабой изученностью геологического строения и различий в построении новых геологических моделей продуктивных залежей успешность дальнейшего эксплуатационного бурения без проведения дополнительных геолого-разведочных работ оценивается как низкая, что может повлечь за собой высокий финансовый риск для недропользователя (таблица 3, рисунки 3-4).

Таблица 3 - Изменение запасов по результатам пересмотра геолого-физических

материалов

Продуктивные горизонты Изменения, полученные после проведения геологического уточнения, %

по площади по запасам

Пашийский (Д1-а) -7,1 -44,7

Кизеловский (Скз-1) Увеличение в 4,3 раза Увеличение в 3,1 раза

Бобриковский (С1ЬЬ-1) 64,0 -5,9

По месторождению 5,7

Таким образом, последовательный подход к созданию системы и выбора способа эксплуатации мелких месторождений (на примере Мухарметовского месторождения) может заключаться в следующем:

— с целью изучения форм и размеров выявленных структур, уточнения всех элементов возможных ловушек плотность сети сейсмопрофилей должна составлять не менее 3,0 км пог. длины на 1 км2, в настоящее время плотность сети в пределах лицензионных границ Мухарметовского месторождения составляет 1,766 км пог. длины на 1 км2;

Рисунок 3 — Строение залежей в районе скв. 40005 кизеловского горизонта

Рисунок 4 — Строение залежей Северо-Булатовского поднятия пащийского

горизонта

— рекомендуется использование относительно недорогих методов локального прогноза наличия коллектора и его насыщенности (низкочастотное

сейсмическое зондирование, геохимические исследования, нестабильность гравитационного поля, поглощения и дисперсии скорости и т. д.);

— с целью обоснованного получения данных об эксплуатации продуктивных отложений выполнение моделирования процесса нефтеизвлечения в сложившейся геологической обстановке строения залежей нефти, для Мухарметовского месторождения на основе новой геологической модели создана фильтрационная модель;

— рассмотрение технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи. Для мелких месторождений, работающих на режиме истощения или с единичными нагнетательными скважинами, критериями подбора технологий является: внедрение технологии через эксплуатационную скважину, продолжительный технологический эффект и низкая цена технологии. На основании этих критериев обоснованы, подобраны и рассчитаны показатели следующих технологий:

а) для залежей нефти в терригенных коллекторах комплексное воздействие — дилатационно-волновое воздействие (ДВВ) с одновременным применением, с целью обработки призабойной зоны пласта, технологии ограничения водопритока «Уфа-гель» через нагнетательную скважину. Достигается следующий результат: волновые процессы разрушают связанную воду и стимулируют фильтрационные процессы, а образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды к забоям скважин через высокопроницаемые зоны, что увеличивает коэффициент охвата фильтрацией и снижает рост обводненности добываемой продукции;

б) для залежей нефти в карбонатных коллекторах целесообразно использование композиции СКРИД (соляная кислота + реагент ЗСК) в целях интенсификации добычи;

— возобновление эксплуатационного бурения после уточнения контуров нефтеносности залежей.

С учетом указанной последовательности был выполнен геолого-технологический анализ разработки залежи, проведены многовариантные расчеты на фильтрационной модели, в результате чего предложен вариант, при котором достигаемый коэффициент извлечения нефти (КИН) по Мухарметовскому месторождению составил 36,9%.

Обоснование системного подхода к анализу разработки группы месторождений с высокой выработкой запасов нефти {на примере месторождений Бирской седловины)

Современное состояние разработки месторождений требует проведения детального анализа динамики основных технологических показателей объектов эксплуатации в условиях значительной вариации геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров систем воздействия. Проведение такого анализа предполагает: уточнение геолого-физической характеристики месторождения, идентификацию объектов разработки по наиболее значимым и информативным факторам, анализ структуры остаточных запасов, комплексный анализ состояния разработки, который включает дифференцированный по группам статистический анализ процесса нефтеизвлечения, определение геолого-технологических условий эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов и оптимизацию процесса нефтеизвлечения.

Данный методический подход опробован на примере группы нефтяных месторождений Бирской седловины, характеризующихся существенными различиями геолого-технологических условий, степени выработки запасов нефти и эффективности применения методов воздействия на пласт. По 14-ти месторождениям указанного региона, которые включают 50 продуктивных объектов, получен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации.

В результате проведенной систематизации и обобщения накопленного геолого-геофизического материала уточнены наиболее характерные особенности геологического строения основных продуктивных пластов месторождений северо-запада Башкортостана. К числу этих особенностей, оказывающих существенное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения, относятся:

—значительная расчлененность, высокая неоднородность, повышенная вязкость нефтей терригенной толщи нижнего карбона по сравнению с аналогичными показателями залежей терригенной толщи девона; —высокая степень литологической изменчивости терригенных коллекторов; —пониженные значения коэффициентов пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности и повышенные значения вязкости пластовой нефти в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Следующим шагом в выполнении системного геолого-технологического анализа является классификация продуктивных объектов. Классификация объектов выполнена согласно методологии, предложенной во второй главе диссертации. Выделение однородных групп проводилось двумя методами теории распознавания образа — методом главных компонент (МГК) и кластерным анализом. Для объектов, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, идентификацию проводили отдельно. В группировании участвовало 50 объектов (31 объект в терригенных коллекторах, 19 — в карбонатных) по 17 параметрам. Результаты анализа позволили выделить по три группы объектов как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Каждая группа имеет свои характерные особенности. Применение процедуры группирования объектов разработки позволило в значительной степени формализовать процесс классификации залежей, выделить однородные группы, внутри которых провести анализ структуры запасов, и в дальнейшем выполнить дифференцированный анализ по геолого-технологическим данным разработки объектов в выделенных группах. Кроме того, в рамках групп объектов с уверенностью возможно адаптировать прогрессивные технологии, направленные на повышение эффективности выработки остаточной и трудноизвлекаемой нефти. Данный дифференцированный подход позволит избирательно подходить к эффективной выработке ТрИЗ отдельной разрабатываемой залежи.

Выполненный анализ структуры запасов нефти в пределах Бирской седловины позволил отметить, что наибольшее увеличение ТрИЗ наблюдается в терригенных коллекторах, доля ТрИЗ в текущих извлекаемых запасах составляет 33 %, а в начальных извлекаемых — 10 %. Анализ структуры запасов в выделенных группах позволил дифференцированно определить долю ТрИЗ каждого объекта от запасов терригенных и карбонатных коллекторов. Выработанностъ запасов нефти по объектам разработки терригенных коллекторов различна. Объекты различаются и по продолжительности их эксплуатации. Наиболее длительное время разрабатывается бобриковский горизонт Манчаровского месторождения (с 1952 г.), характеризующийся наибольшей выработкой запасов нефти. Коэффициент использования запасов (КИЗ) составляет 0,95 при текущем коэффициенте извлечения нефти (КИНтек) — 0,46 и обводненности — 94 %. В целом объекты терригенной толщи

нижнего карбона (ТТНК) выработаны в большей степени, чем объекты терригенного девона.

Среди объектов эксплуатации, приуроченных к карбонатным коллекторам, максимальной выработкой отличается залежь турнейского яруса Щелкановского месторождения: КИЗ — 0,98; текущий КИН — 0,43 при проектном — 0,44; обводненность — 98 %.

Выполненный геолого-технологический анализ позволил отметить, что залежи нефти терригенных отложений нижнего карбона характеризуются значительной выработашюстью до 74-95 % от начальных извлекаемых запасов нефти. По эксплуатационным объектам терригенного девона отбор нефти от НИЗ составил 30-55 %. Максимальные уровни добычи были достигнуты при значении КИЗ 20-40 %. В целом по объектам девона отмечается скачкообразный рост обводненности. По всем объектам первый пик обводненности отмечался при значении КИЗ 7-12 %. Большие запасы нефти заключены также в водонефтяных зонах, что способствует при освоении раннему и быстрому росту обводненности продукции.

В группе объектов в терригенных отложениях низшего карбона, разрабатываемых без заводнения, в основном сосредоточены небольшие залежи нефти. По рассматриваемой группе объектов отбор нефти не превышает 21 % от НИЗ. Разработка терригенного девона на естественном режиме значительно отличается от разработки терригенного карбона. В отличие от последнего, где преобладают залежи пластово-сводовыс, залежи нефти терригенного девона в основном структурно-литологические и линзовидные. По большинству объектов нет явно выраженной тенденции к уменьшению отборов нефти, как это отмечалось по объектам ТТНК. Пикообразная динамика добычи нефти связана в основном с качествешшм составом фонда добывающих скважин: одна-две высокопродуктивные скважины, выбывая из эксплуатации, обусловливают резкое снижение текущей добычи нефти.

Залежи нефти в карбонатных коллекторах содержат 19 % начальных геологических запасов рассматриваемой группы месторождении, на их долю приходится около 10 % добычи нефти. Объекты, разрабатываемые с заводнением, приурочены в основном к турнейским отложениям.

Максимальные уровни добычи по объектам турнейского яруса Карача-Елгинского, Таймурзинского, Менеузовского и Щелкановского месторождений

были достигнуты при 50-70 % отборов от НИЗ. Эти же объекты характеризуются высокой выработкой запасов нефти.

С целью изучения влияния геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров в процессе разработки месторождений на эффективность нефтеизвлечения использован метод множественного регрессионного анализа.

Наиболее значимыми показателями эффективности процесса разработки являются: коэффициент использования запасов, текущий КИН и обводненность. Эта взаимообусловленность показателей для различных эксплуатационных объектов выражена в виде уравнений множественной регрессии:

1) Объекты в терригенных коллекторах, разрабатываемые с заводнением:

КИН™^ -1,33 + 0,82НэфкРкн+ 0:45К1ф - 0,21цн - 0,12СЬ/Мда --0,1Шдстнс+0,08я^ж;

КИЗ = 0,62 + 0,47Нэф кР кн+ 0,830^ - 0,2ШДС/НК + 0,17Т + + 0^^-0,22^;

= -0,07+1,09цц+ 0577НДС/Ы11С + 0,60Т + 0,28^-0,220^; ВНФ = -1,55 + 3,19Кпр+ 2,01 Эр + 0,99Кпесч- 0,86СШда - 0,63КДС/ЫН1;-

-0,521+0,11^.

2) Объекты в терригенных коллекторах, разрабатываемые без заводнения:

КИНгек ~ 0,02 + 0,92Т + 0,32^-0,21^;

КИЗ = 0,825 + 1,25Нэфкркн - 0,76Кпесч - 0,04д<5/Ыдс;

£в = 0,61 - 1,46Нэфкрк„ + 0,736^ - 0,288Р + 0,150^ + 0,93Т;

ВНФ = 0,06 - 0,45НэфкРкн + 0,63Кпесч - 0,01 Бр + О.ОбС^/Мде + 0Д7Т - -0,12^. 3) Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения:

КИНтск= -0,036 - 0,001Нэфкркн- 0,83+ 0,35Кгф + 0,002цн + 0,088Кпесч -- 0,0048Р + О^дб/Ида + 0,212 Т;

КИЗ = -0,17 - 0,01НЭфкркн - 0,75^т + 0,63Кпр + 0,06цн + 0,52Кпесч --0,001 Б? + 0,213 Т;

^ = -0,60 -1,38 и +0,47НЭфкркп - 0,3 Зц„ + 0,01 БР; ВНФ = -0,588 + 0,019Бр + 0,72Т, где НЭфкркн — произведение эффективной нефтенасыщенной мощности, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, м3/м2; цн — вязкость нефти, мПа-с; Кцр — коэффициент проницаемости, мкм2; Кпе« — коэффициент

песчанистости; Sp — плотность сетки скважин, га/скв.; Q6/NAC — удельные запасы, приходящиеся на одну скважину, тыс.т/скв.; Î^C/NHC — отношение количества нагнетательных скважин к добывающим; Т — безразмерное время разработки объекта (отношение накопленной добычи жидкости к геологическим запасам), м3/м3; t0I — максимальный темп отбора от НИЗ; q3/q» — отношение среднесуточной приемистости нагнетательных скважин к среднесуточному дебиту по жидкости добывающих скважин.

Анализ всех зависимостей позволяет сделать вывод, что наибольшее влияние среди геологических признаков оказывают: удельный объем нефти, коэффициенты проницаемости и песчанистости; среди технологических — количество прокачанных поровых объемов и максимальный темп отбора запасов нефти.

В последнее десятилетие на рассматриваемых объектах активно используются физико-химические, физические и микробиологические методы. По физико-химическим МУН основная доля дополнительной нефти получена от силикатно-щелочного воздействия — 35898 т. От низкочастотного вибросейсмического воздействия был получен достаточно высокий прирост в добыче нефти — 21471 т. По микробиологическим методам отмечается постепенный годовой рост количества обработок и применяемых технологий. Удельная технологическая эффективность, определенная как отношение дополнительно добытой нефти к объему закачанного реагента, самая высокая среди всех применявшихся МУН у микробиологических.

При разработке основных продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона, переживающих позднюю и заключительную стадии, наибольший эффект в виде стабилизации добычи нефти, снижения обводненности, увеличения текущего и конечного КИН получен от применения осадкогелеобразующих технологий с использованием химических и микробиологических реагентов. В этой связи в последней главе диссертации рассмотрена методология выполнения детального геолого-технологического анализа эффективности применения метода увеличения нефтеотдачи.

Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов высоковязких нефтей (на примере Степноозерского месторождения РТ)

В последнее десятилетие активно вводятся в разработку месторождения нефти, ранее находившиеся в консервации. Залежи нефти таких месторождений характеризуются либо незначительными запасами нефти, либо сложным

геологическим строением, либо неблагоприятными физико-химическими свойствами флюидов. Начало разработки подобных залежей обосновано развитием и внедрением новых методов и технологий, позволяющих достаточно эффективно извлекать углеводороды. Расположенное в Республике Татарстан Степноозерское месторождение по геологическому строению относится к категории сложных. Наличие значительных зоны замещения коллекторов и эрозионных врезов, а также литологическая изменчивость обусловили высокую макро- и микронеоднородность продуктивных пластов. Кроме того, месторождение характеризуется тяжелой и высоковязкой нефтью, изменяющейся по продуктивным пластам от 130,6 до 363,4 мПа-с.

Ввод в разработку подобных месторождений невозможен без четкого представления геологического строения. Геологическое моделирование Степноозерского месторождения базировалось на переинтерпретации «старых» и вновь пробуренных скважин, определении геолого-физических параметров продуктивных пластов усовершенствованными методиками на современных программных комплексах, совмещении построенных структурных планов с результатами сейсморазведочных ЗБ работ. Созданная детальная геологическая модель позволила уточнить подсчетные параметры залежей (рисунок 5) и контуры нефтеносности.

В результате пересчета запасов и сопоставления их с утвержденными были выделены изменения. По двум пластам каширского горизонта изменения в запасах составили 16 и минус 19 %, в целом по горизонту уменьшились на 3%. Изменения запасов нефти по пяти пластам верейского горизонта составили от 52 (Верей-1) до 4 % (Верей-3), в целом — 10 %. На 55 % изменились запасы нефти башкирского яруса. По четырем пластам бобриковского горизонта отличие вновь подсчитанных запасов и числящихся на балансе составляет от 17 (пласт ВЬоО до 59 % (пласт ВЬоз+м), в целом 13 %. По залежам нефти турнейского яруса запасы уменьшились на 26,5 %.

На основании уточнешм параметров сформирована геологическая модель месторождения, позволившая более точно представить его геологическое строение и структуру запасов нефти. По пересчету геологические запасы нефти на 12,51% больше, чем утверждено в Центральной комиссии по запасам (ЦКЗ) в 1999 г., и на 13,3 % больше запасов, состоящих на Государственном балансе, по промышленной категории С1. По категории С2 запасы увеличились на 8 %.

Рисунок 5 — Распределение пористости в верей-башкирских продуктивных отложениях. Маёвское поднятие

Созданная детальная геологическая модель месторождения путем выполнения процедуры ремасиггабирования перестроена в гидродинамическую. Необходимым условием для этого является максимально возможное сохранение характеристик залежей. Гидродинамическое моделирование позволяет неоднократно проимитировать различные сценарии разработки месторождения, получив при этом физически обоснованные данные о его эксплуатационной характеристике и представление о недоступных прямому изучению геолого-физических процессах, а также показатели, характеризующие влияние учтенных при идентификации факторов. Важным моментом при прогнозировании разработки подобных месторождений является выбор оптимальных технологий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов.

На основании расчета, выполненного с помощью гидродинамической модели, был предложен наиболее оптимальный вариант расположения скважин, который заключается в широкомасштабном разбуривании выделенных объектов горизонтальными скважинами. При этом предусматривается проводка горизонтального ствола скважин длиной 200 м по основным горизонтам выделенных объектов — бобриковскому и башкирскому, где нефтенасыщенная

толщина не менее 8 м, а вертикальную часть ствола скважин в последующем предполагается использовать для эксплуатации вышележащих пластов.

Расчеты предложенного варианта, предусматривающего бурение 242 добывающих (в т. ч. 104 горизонтальных) и 110 нагнетательных проектных скважин, показали, что критическое значение обводенности (98 %) будет достигнуто при 19,8 % отбора нефти от начальных геологических запасов.

Наиболее полное извлечение запасов нефти на подобных мсстсрсхсденнях невозможно без рассмотрения оригинальных решений. Совместно с К. М. Федоровым обоснованы, промоделированы и рассчитаны несколько технологий воздействия на запасы нефти Степноозерского месторождения:

— циклическое;

— тепловое: импульсно-дозированное тепловое;

циклическое внутрипластовое полимерно-термическое.

Расчет параметров циклического воздействия производится с использованием двумерной по вертикальному сечению численной модели двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородном пласте.

Пример результатов расчетов темпа добычи нефти при обычном заводнении и применении циклического воздействия представлен на рисунке 6. Накопленная добыча нефти при заводнении и циклическом воздействии равна площади под соответствующими кривыми на этом рисунке. Разность накопленных объемов нефти при циклическом воздействии и заводнения составляет дополнительную добычу нефти от воздействия. Эта разность для всего этапа разработки приведена для различных периодов воздействия на рисунке 7, согласно которому, с ростом периода дополнительная добыча возрастает, достигая максимума при величине периода 10 сут, а затем падает до отрицательных величин. Таким образом, определен оптимальный период цикла и дополнительная добыча нефти для анализируемого объекта-полигона. Максимальное значение дополнительной добычи нефти (10000 т/га) соответствует 3,5 % прироста коэффициента нефтеотдачи участка, на котором проведено воздействие.

Опыт применения технологий по закачке теплоносителей в залежь показывает, что из-за изменчивых геолого-физических и физико-химических свойств пласта и насыщающего его флюида при его продвижении по пласту остаются целики нефти, кроме того, происходит потеря тепла при нагнетании.

Рисунок 6 — Пример расчета темпов добычи нефти при заводнении (сплошная кривая) и циклическом воздействии (прерывистая кривая) на пластах нижнего карбона

Влияние полупериода циклического воздействия на дополнительую добычу нефти

Длительность полупериода воздействия, сут

Рисунок 7 — Дополнительная добыча нефти при циклическом воздействии, приведенная к полному периоду воздействия.

Площадь расчетного участка 1000 м2

В целях повышения тепловой эффективности закачки горячей воды в нефтяной пласт для залежей Степноозерского месторождения предложены методы импульсно - дозированного теплового воздействия (ИДТВ) [В. И. Кудинов] и технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ) с добавлением в теплоноситель полимера [В. И. Кудинов]. Для снижения тепловых потерь в условиях Степноозерского месторождения при моделировании были проведены расчеты циклического теплового воздействия в двух вариантах: с применением обычных насосно-компрессорных труб (НКТ) в нагнетательных скважинах и оборудованных

32

теплоизолированными трубами. Прогнозирование проводилось до момента закачки двух поровых объемов жидкости. В качестве конечного прироста коэффициента вытеснения нефти принимается значение при типовой прокачке двух поровых объемов жидкости.

Расчеты показали, что максимальный прирост коэффициента извлечения нефти по залежам среднего карбона и нижнего карбона получен от циклического полимерно-теплового воздействия с теплоизолированными НКТ и составил 19 и 12 % соответственно.

Геолого-технологические особенности выбора способа разработки крупных месторождений

Методический подход к разработке крупных месторождений определяется особенностями геологического строения. При выборе основных принципов используется опыт эксплуатации схожих месторождений. Вместе с тем должны разрабатываться и внедряться новые решения с учетом современных технологий и способов добычи полезных ископаемых. К одному из таких решений, позволяющих обеспечить высокие показатели разработки, можно отнести новые предложения по разработке и очередности проведения работ на продуктивных залежах крупных месторождений северной части Башкирского свода (месторождения севера Башкортостана и юга Пермского края).

Месторождения характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. Выделяются залежи, по которым от начальных извлекаемых запасов отобрано более 70 %. Остаточные запасы в таких залежах относятся к категории трудноизвлекаемых и сосредоточены, как правило, в «ловушках», приуроченных к кровельной части локальных поднятий высокопродуктивных горизонтов, и в линзах. Кроме того, практически все залежи нефти имеют обширную водонефтяную зону.

По результатам геолого-технологического анализа выработки и совместного анализа карт остаточных запасов, обводненности, нефтенасыщенных толщин, распространения продуктивных пластов и свойств коллекторов отмечены следующие особенности разработки месторождения:

1 По залежам нефти каширо-верейского горизонта невыработанной остается значительная часть запасов нефти, относящаяся как к незадействованным зонам, так и к зонам работающих скважин. Разработка залежей характеризуются падением дебитов по нефти и ростом обводненности. Наименьшей выработкой запасов, от 1 до 5 % от НГЗ, характеризуются залежи

пластов В3В4 верейского горизонта, эксплуатирующиеся единичными скважинами.

2 По залежам башкирского яруса отмечается активный рост обводненности продукции, особенно в скважинах, находящихся в обширных водонефтяных зонах (ВНЗ) и в зонах, прилегающих к фронту нагнетания с высокой послойной неоднородностью. Наиболее эффективно вырабатываются запасы с высокой плотностью сетки скважин, с благоприятными коллекторскими характеристиками и высокими начальными запасами нефти. Значительная разница в текущих коэффициентах извлечения нефти для отдельных залежей объясняется различием в сроках ввода активных запасов в разработку. Кроме того, по отдельным месторождениям, где башкирский ярус представлен двумя пластами Бш] и Бщ2, отмечается неравномерная их выработка, обусловленная совокупностью геологических и технологических факторов: отношение запасов чисто нефтяных зон (ЧНЗ) к запасам площади нефтеносности для Бш] составляет 0,7, для Бшг — 0,2; плотность сетки скважин Бш1 — 25-42 га/скв.; залежи Бш2 — 36-60 га/скв.

3 Ввиду значительной изменчивости геолого-физических характеристик пластов ТТНК, выработка запасов нефти по продуктивным пластам неравномерная. Среди продуктивных пластов достаточно высокой выработкой характеризуется бобриковский горизонт: пласты Бб) и Ббг. По всем пластам бобриковского и тульского горизонтов слабо вырабатываются запасы в ВНЗ. Высокая вариация геолого-физических характеристик продуктивных пластов повлияла на продуктивность отдельных участков залежи, что предопределило наличие зон с существенными остаточными запасами. Недостаточный фонд эксплуатационных скважин, слабая разбуренность залежей обусловили выделение участков залежей, не вовлеченных в разработку. По залежам ТТНК необходимо вовлечение в разработку невыработанных и незадействованных участков продуктивных пластов за счет бурения скважин и проведения мероприятий по воздействию на обводненные пласты продуктивного горизонта.

4 Залежи турнейского яруса характеризуются слабой выработкой. Не вовлеченной в разработку остается значительная часть запасов нефти. Высокие значения текущих КИН по скважинам наблюдаются в хорошо дренируемых зонах с высоким значением проницаемости, пористости и удельных

геологических запасов. Рост обводненности отмечается в скважинах, находящихся в зоне влияния нагнетательной скважины.

5 По залежам нефти пласта Д; пашийского горизонта невыработанной остается значительная часть запасов нефти, относящаяся как к незадействованным зонам, так и к зонам работающих скважин. Залежи водоплавающие, литологически экранированы. Действие естественного режима проявляется в упругости флюида и продвижении краевых или подошвенных иод. Поэтому разработка залежей характеризуется падением дебитов по нефти и резким ростом обводненности.

Таким образом, основные объекты (тульские и бобриковские) разрабатываются достаточно активно. Слабая выработка запасов объектов среднего карбона, турнейского яруса и девона обусловлена незавершенностью создания системы разработки (слабая разбуренность залежей, редкая сетка скважин и недостаточное количество нагнетательных скважин).

С целью обоснования наиболее рациональной системы разработки по отдельным месторождениям выполнено геологическое и гидродинамическое моделирование. Геологическое моделирование предполагает выполнение следующих этапов: структурное моделирование, создание 30 геологической сетки, осреднение скважинных данных на сетку, литологическое моделирование, петрофизическое моделирование, подсчет объемов нефтенасыщенных пород, подсчет запасов.

Начальные геологические запасы нефти по отдельным залежам рассчитывались объемным методом. Расхождение запасов нефти при моделировании с запасами, полученными при подсчете запасов, составляют 0,05 %. Максимальное отличие отмечается по пласту Б61 — 15,6 %, по остальным пластам — не превышает 3%.

Этап создания цифровых фильтрационных моделей начинается после создания адресной геолого-математической модели и проведения анализа геолого-технологической информации и данных геофизического контроля объектов разработки, так как от качества представления эксплутационного объекта в конечном итоге зависят результаты расчетов. В процессе преобразования геологической модели в гидродинамическую. были учтены особенности геологического строения месторождения, сетка скважин. Моделирование эксплутационных объектов в зависимости от физико-химических и геологических свойств выполняются по уравнениям двухфазной

или трехфазной изотермической фильтрации в сжимаемой пористой среде. Для моделей использовалась полностью неявная схема вычислений. После построения и экспертизы гидродинамических моделей залежей нефти рассматриваются несколько вариантов эффективной выработки запасов нефти. Также следует отметить и то, что для достижения высоких значений КИН и обеспечения более полного вовлечения в активную разработку рентабельных запасов нефти требуется обоснование дополнительных мероприятий.

Для 1фупных месторождений севера Башкирского свода, которые характеризуются участками слабой выработки запасов нефти, эффективная разработка залежей возможна при выполнении следующих условий: —бурение дополнительных скважин или боковых стволов в зонах с высокими

остаточными запасами нефти; —возврат на верхние объекты скважин, выполнивших назначение на нижних объектах;

—перевод под закачку добывающих скважин;

—ввод из консервации и бездействия скважин с оптимизацией режимов работы.

С учетом вышеуказанных задач и рекомендаций по эксплуатационным объектам месторождений предложен вариант разработки, где предусматривается разбуривание выделенных объектов вертикальными скважинами. При этом предлагается размещение скважин по горизонтам, по которым имеется обширная водонефтяная зона с небольшой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта 2-3 м и в которых содержится значительная доля запасов. К таким объектам относятся продуктивные пласты' каширского и верейского горизонтов, а также терригенная толща нижнего карбона.

Среди принципиальных решений по организации оптимальных условий выработки запасов нефти можно выделить:

— объединение в один объект разработки, но с раздельной закачкой воды в каждый пласт продуктивных пластов КВ] и В3В4 каширо-верейского горизонта, характеризующихся значительной разностью проницаемости пластов В3В4 (0,115 мкм2) и КВ] (0,066мкм2). Обосновано это и тем, что пласты часто совпадают в плане и находятся на небольшом расстоянии друг от друга (20 м). Пласты характеризуются сходными параметрами. Кроме того, площадь нефтеносности КВ1 превосходит площадь по пласту В3В4. Что касается фильтрационных свойств пласта, то современные технологии позволяют в подобных

условиях вести совместную разработку пластов с высокой эффективностью, например, используя способ отдельно раздельной эксплуатации пластов;

— опережающий ввод в разработку наиболее продуктивных участков, т.е. при бурении скважин на запасы промышленных категорий проводить одновременное вскрытии и опробование пластов категории С2 с целью перевода их в более высокие категории. Преимущество данного подхода заключается в увеличении уровней добычи нефти, сокращении сроков эксплуатации залежей, увеличении объема геолого-технологической информации, уточнения геологического строения и запасов углеводородов;

— применение большого объема ОПЗ и третичных МУН для повышения уровней добычи нефти на месторождении. Третичные МУН подобраны с учетом геолого-физических характеристик залежей, возможности их применения на различных стадиях разработки. Исходя из анализа, применяемых на юге Пермской области и северо-западе Башкортостана МУН, целесообразно использовать следующие технологии: для терригенных коллекторов — комплексная вязко-упругая система нагнетания с одновременной обработкой призабойной зоны добывающих скважин суспензией модифицированного дисперсного кремнезема; для карбонатных — закачка реагента КАРФАС для повышения нефтеотдачи пластов с одновременной интенсификацией добычи реагентом ЗСК и закачка биополимера БП-92.

Рассмотренные особенности геологического строения, геолого-технологического анализа, геолого-гидродинамического моделирования и принципиальные решения по организации дальнейшей эксплуатации месторождения рекомендуется учитывать при планировании разработки месторождений севера Башкирского свода.

В четвертой главе изложены научно-методические основы выполнения геолого-технологического анализа и прогнозирования эффективности применения МУН (на примере технологий микробиологического воздействия).

Предложенный комплексный подход заключается:

1) в детальном изучении геологического строения участков внедрения с выделением особенностей гидродинамического взаимодействия между реагирующими скважинами;

2) геолого-технологическом анализе разработки участков внедрения;

3) геолого-технологическом и геолого-статистическом анализе эффективности применения МУН с оценкой выработки запасов нефти на участках внедрения и расчетов экономической целесообразности;

4) разработке геолого-технологических критериев успешного внедрения МУН;

5) прогнозировании технологической эффективности применения МУН.

На основании вышеуказанной методологии был выполнен комплексный геолого-технологический анализ применения микробиологических методов на различных месторождениях Волго-Уральской НГП (Арланское, Таймурзинское, Ромашкинское, Москудьинское).

Пласты объектов исследования по геолого-физическим и физико-химическим параметрам различны. В настоящее время объекты внедрения МУН Арланского, Таймурзинского, Ромашкинского и Москудьинского месторождений находятся на завершающей стадии разработки и характеризуются высокой выработанностью.

Для решения задач по оптимизации параметров микробиологического воздействия, достижения высоких технико-экономических показателей эффективности мероприятий необходимо установление научно обоснованных условий применимости рассматриваемого МУН.

Анализ геологического строения, геолого-физических характеристик с построением структурных карт, блок-схем участков воздействия, карт распределения проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин по пропласткам, а также анализ запасов нефти на основании усовершенствованной методики позволил оценить возможность применения метода увеличения нефтеотдачи и выявить гидродинамическую связь между скважинами.

Выполненный геолого-технологический анализ по участкам воздействия позволил установить особенности изменения показателей добычи нефти, жидкости, обводенности, темпа отбора, водонефтяного фактора, коэффициента использования запасов. Сравнительный анализ характера поведения этих показателей необходим при анализе динамики во время наблюдения эффекта.

По исходным геолого-физическим и технологическим параметрам скважин микробиологического воздействия выполнен статистический анализ с использованием метода главных компонент и регрессионного анализа, при выполнении которого использовались 28 добывающих скважин Таймурзинского месторождения и 14 — Юсуповской площади.

С помощью процедуры группирования выделили четыре группы реагирующих скважин: 1) с отрицательным эффектом; 2) с относительным эффектом до 0,09; 3) с относительным эффектом 0,1; 4) с эффектом более 0,2.

Геолого-статистические зависимости позволили определить факторы, оказывающие влияние на эффективность проведения работ. Последняя оценивалась как: 1) дополнительная добыча нефти от комплексного биовоздействия(Л£?, т); 2) относительный эффект, как отношение дополнительной добычи нефти от микробиологического воздействия на фактическую добычу за период наблюдения эффекта^, доли ед.); 3-4) коэффициенты вариации обводненности (Уд) и дебита (Уч2) после воздействия. Влияющими факторами являются: 1) доля продуктивных пропластков {Ир1, доли ед.); 2) коэффициент песчанистости (Крск.); 3) вскрытая эффективная толщина пропластков м); 4) общая толщина пропластков (/г, м); 5) эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков (Ие/, м); 6) средневзвешенный коэффициент пористости по толщине (м, %); 7) средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности по толщине (Кпп, %); 8) коэффициент вариации обводненности до биовоздействия (У/]); 9) коэффициент вариации дебита до биовоздействия (Уд]), 10) геологические запасы нефти по зоне дренирования скважины, определенные по методике Ковалева (26а/, т); 11) удельные геологические запасы на скважину, исчисленные от геологических запасов нефти по очагу воздействия (А()Ьа1, доли, ед.); 12) текущий КИН в зоне дренирования скважины (К1И, доли, ед.); 13) доля накопленной добычи нефти от извлекаемых запасов (АQn, доли, ед.) (извлекаемые запасы приняты по участку); 14) расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами (Ь, м); 15) плотность пластовой воды (р, г/см3).

В регрессионном анализе участвовали скважины, которые в осях главных компонент не выбивались из общей совокупности.

Эффективность проведения комплексного биовоздействия определена нами по зависимостям: Ад = -0,483+0,364Арсй+0,028Л+0,015.&У1-0,024 -О,О34Л7Л/+О,14/10л+О,ОО11;

42 = -0,327 + 0,107Ыр1 + 0,0744крсИ + 0,025АуяАг -0,0156т + 0,002Кпп + +0,234^7- 0,009 0,010Ш;

Ур= -0,281-0,0845Ыр -^0,462^+0,042/2-0.014 Уч1 - 0,031т +0,1 Ш£>л; УЧ2= 1,443 - 1,154^+0,251^.

Эффективность внедрения избыточного активного ила (ИАИ) определяется по зависимостям: Ад = 0,355 + 0,585/>- 0,0203Ле/+ 0,019АЖ-0,039Х>ш- 0,3\ \Kpch + 0,112 т-

-1,379426а/ + 1,569^2п; Уч2= 0,914 - 0,436/>+ 0,005/- 0,05Ьз!с + \,Ъ\К1Ы~ 0,05 Кпп - 0,0021 + 0,05т -

Г/2= l,l+0,OOlf-0,005hvsk+0,l4KIN-Q,QlKm -0,0005Ь - 0,46 А()Ьа1 +0,44АОп. Выполненное в диссертации обобщение результатов исследований внедрения биокомплексной технологии и закачки избыточного активного ила, а также анализ полученных статистических зависимостей позволили определить условия эффективного применения МУН:

— коэффициент проницаемости не менее 0,04 мкм2;

— эффективная толщина пласта 1,5-7,0 м;

— обводненность добываемой продукции более 80 % (при вариации обводненности не более 25 %);

— коэффициент выработанности извлекаемых запасов не более 0,9.

Анализ эффективности применения микробиологических методов, выполненный на шести участках Таймурзинского месторождения и на двух участках Юсуповской площади, показал, что дополнительная добыча нефти по очагам воздействия Таймурзинского месторождения составила 2765 т нефти, на Юсуповской площади — 2309 т.

Выполненный геолого-технологический и геолого-статистический анализ применения биовоздействия на Ромашкинском месторождении по вышеуказанной методике показал его эффективность. Так, в период с 1999 по 2003 гг. на месторождении добыто более 32 тыс. т дополнительной нефти.

Прогнозирование применения рассматриваемых микробиологических методов проводилось на выделенных в одну группу объектах ТТНК, эксплуатирующихся с заводнением: Манчаровское, Менеузовское, Андреевское, Чермасанское, Карача-Елгинское, Щелкановское и Саитовское месторождения. В результате использования данных технологий дополнительная.добыча нефти может составить по воздействию: биокомплексному — 28588 т (за восемь мес.); избыточным активным илом — 57253 т (за двенадцать мес.).

Таким образом, предлагаемая методология выполнения геолого-технологического анализа применения методов увеличения позволит наиболее объективно оценивать эффективность МУН, выявить причины отсутствия или

40

низких результатов ОПР, предложить мероприятия по совершенствованию технологии проведения ОПР и их дальнейшего промышленного использования.

Основные результаты исследований

1 Проведенный анализ структуры запасов нефти с использованием современных критериев оценки ТрИЗ по 387 месторождениям нефти Волго-Уральской НГП показал, что доля ТрИЗ от начальных геологических запасов нефти по терригенным коллекторам в крупных геоструктурных элементах составляет около 50 %. В карбонатных коллекторах минимальное значение доли ТрИЗ равно 65 % от НГЗ. Рост доли ТрИЗ только за счет критерия выработанности запасов (КИЗ более 70 %) составляет 20%. Всего рост доли ТрИЗ для залежей Урало-Поволжья составляет не менее 44%.

2 Разработана методика классификации продуктивных объектов, учитывающая объем и качество геолого-физической и технологической информации. Использование методики к классификации объектов увеличивает точность выделения однородных групп, в пределах которых можно обоснованно рекомендовать и прогнозировать успешные технологии выработки запасов нефти.

3 Классификация 1427 продуктивных объектов месторождений Волго-Уральской НГП (Башкортостан, Татарстан, Пермский край) по геолого-физическим параметрам пластов и физико-химическим свойствам флюидов позволила выделить классы - однородные группы, определить центры группирования и ближайшие к ним объекты-полигоны для разработки геотехнологических рекомендаций и мероприятий по повышению эффективности их выработки.

4 Сформулированы, расширены и дополнены геотехнологические основы регулирования разработки объектов с различными категориями ТрИЗ, включающие:

— уточнение геологической модели залежи, основанное на дифференциации и структурировании запасов углеводородов, переинтерпретации или пересмотре геофизических и геохимических материалов с учетом характеристики месторождения;

—выявление и оценку факторов, оказывающих влияние на эффективность разработки продуктивного объекта по результатам геолого-статистического моделирования;

:—прогноз показателей разработки месторождения с обоснованными рекомендациями по использованию методов повышения нефтеотдачи с применением геолого-гидродинамической модели залежи и полученных геолого-статистических зависимостей.

5 Обоснованы и предложены способы регулирования разработки месторождений, характеризующихся: высокой вязкостью нефти, сложным геологическим строением, слабой геологической изученностью, высокой выработанностью запасов пефти, значительной площадью нефтеносности, обширной ВНЗ и слабовыработанными залежами нефти в карбонатных коллекторах.

6 Разработаны научно-методические основы геолого-технологического анализа и прогнозирования эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, которые заключаются в совместном геолого-технологическом анализе и многоуровневом геолого-статистическом моделировании разработки участков внедрения, в определении критериев успешного применения МУН и прогнозирования их технологической эффективности.

Содержание работы опубликовано в 63 научных трудах, основные результаты диссертационной работы отражены в следующих печатных работах:

1 Андреев, В. Е. Структура запасов и перспективы увеличения нефтеотдачи месторождений Дюртюлинской группы с применением микробиологических методов / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Л. Н. Загидуллина, И. М. Назмиев, III. X. Султанов // Матер. 3-й Междунар. конф. по химии нефти.— Томск, 1997,—С. 32-34.

2 Нугайбеков, А. Г. Состояние разработки и выработки трудноизвле-каемых запасов нефти в карбонатных коллекторах Ново-Елховского месторождения / А. Г. Нугайбеков, Н. Ш. Хайрединов, Ю. А. Котенев, В. Е. Андреев, Ш. X. Султанов, А. 3. Нафиков // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АН РБ — Уфа, 1998 — С. 32-41.

3 Султанов, Ш. X. Особенности геологического строения и структура запасов юго-западной части Бирской седловины / Ш. X. Султанов, И. М. Назмиев // Нефть и газ: Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки: межвуз. сб./ УГНТУ,—Уфа, 1998,— С. 128-139.

4 Андреев, В. Е. Геолого-статистический анализ разработки нефтяных месторождений Дюртюлинской группы Башкортостана / В/ Е. Андреев, Ю. А. Котенев, И. М. Назмиев, Ш. X. Султанов // Матер. 2-й Региональной

науч.-практ. конф (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа»,— Ухта, 1999,— С. 355-358.

5 Хатмуллин, Ф. X. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана / Ф. X. Хатмуллин, И. М, Назмиев, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенсв, Л. Н. Загидуллина, III. X. Султанов. — М.: ВНИИОЭНГ, 1999,— 284 с.

6 Султанов, Ш. X. Критериальный анализ применимости биотехнологий в условиях месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Ш. X. Султанов,

B. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, И. М. Назмиев, Л. Н. Загидуллина // Матер, науч.-практ. конф. «Добыча, подготовка и транспорт нефти». - Томск, 1999. -

C.78-79.

7 Султанов, Ш. X. Прогнозирование технологической эффективности применения микробиологических методов воздействия на пласт / Ш. X. Султанов, В. Е. Андреев, Ю.А. Котенев, И. М. Назмиев, Л. Н. Загидуллина // Матер, науч.-практ. конф. «Добыча, подготовка и транспорт нефти».-— Томск, 1999,—С. 23-25.

8 Шакиров, А. Н. Геолого-статистическое моделирование применения технологий ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти на объектах бобриковского горизонта Республики Татарстан /А. Н. Шакиров, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Ш. X. Султанов, А. П. Чижов // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АН РБ.— Уфа, 2000.— Вып. 2,—С. 103-112.

9 Андреев, В. Е. Геолого-технологическое обоснование водоизоля-ционных работ на месторождениях с карбонатными коллекторами юга Пермской области / В. Е. Андреев, Ш. А. Шамсан, Ш. X. Султанов // Ш конгресс нефтепромышленников России: тр.— Уфа, 2001.— С. 5-8.

10 Федоров, К. М. Геолого-математическое моделирование применения методов увеличения нефтеотдачи на Степноозерском месторождении / К. М. Федоров, А. Н. Шакиров, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Ш. X. Султанов, Д. Н. Хайрединова // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АН РБ.— Уфа, 2001.— Вып. 3.— С. 126-143.

11 Назмиев, И.М. Сравнительный анализ разработки объектов разработки НГДУ «Чекмагушнефть» в выделенных группах /И.М. Назмиев, Ш.Х. Султанов, В.Е. Андреев Ю.А. Котенев// Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения; тр./ НИИнефтеотдача АН РБ,— Уфа, 2001,—Вып. 3.— С. 154-166.

12 Назмиев, И.М. Статистическая классификация эксплуатационных объектов НГДУ «Чекмагушнефть» по технологическим показателям разработки

43

/И.М. Назмиев, Ш.Х. Султанов, В.Е. Андреев Ю.А. Котенев// Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АНРБ.— Уфа, 2001—Вып. 3 —С. 167-175.

13 Шакиров, А. Н. Особенности выбора технологии эксплуатации нефтяного месторождения в условиях сложного геологического строения / А. Н. Шакиров, О. 3. Исмагилов, Ю. А. Котенев, Н. Ш. Хайрединов, К. М. Федоров, Ш. X. Султанов // Тр. 3-й Всерос. науч.-техн. конф. «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добьгчи».— Тюмень, 2002,— С. 48-52.

14 Котенев, Ю. А. Особенности выработки запасов высоковязких нефтей в условиях сложного геологического строения месторождения / Ю. А. Котенев,

A. Н.Шакиров, О. З.Исмагилов, Ш. Х.Султанов, Р. Ф. Гайнетдинов, Н. Ш. Хайрединов //12-й Европейский симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти»: тр.— Казань.— 2003.— С. 53.

15 Shakirov, А. N. Develop of thermal recovery schemes for Stepnozerskoe oil field / A. N. Shakirov, V. E. Andreev, Yu. A. Kotenev, Sh. H. Sultanov, S. S. Badretdinov // SPE International improved oil recovery conference in Asia in pacific — Kuala Lumpur, Malaysia, 2003. - P.68-69.

16 Андреев, В. E. Классификация залежей высоковязких нефтей методом главных компонент / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Ш. X. Султанов, В. Ш. Мухаметшин // Междунар. науч.-пракг. конф. «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья. Геология и разведка месторождений и техногенных образований»: тр. / Уральской гос. горно-геол. акад.— Екатеринбург, 2003,— С. 512-514.

17 Султанов, Ш. X. Особенности разработки мелких месторождений нефти на естественных режимах / Ш. X. Султанов, А. Ю. Котенев // II Всерос. науч.-практ. конф.: тр.— Самара, 2003.— С.132-133.

18 Султанов, Ш. X. Перспективы извлечения высоковязких нефтей в сложных геологических условиях Степноозерского месторождения / Ш. X. Султанов, М. Ю. Котенев // П Всерос. науч.-практ. конф.: тр.— Самара, 2003.— С.133-134.

19 Котенев, Ю. А. Перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах / Ю. А. Котенев,

B. Е. Андреев, Ш. X. Султанов, К. М. Федоров, В. Р. Скляров, О. 3. Исмагилов //НТЖ «Нефтепромысловое дело»,—2005—№ 1,—С. 15-20.

20 Султанов, III. X. Перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах Красноярско - Куединского месторождения / Ш. X. Султанов, Д.И. Варламов, О. Н. Блинова // VI Конгресс нефтепромышленников России. Секция В

"Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов": тр.— Уфа, 2005 —С. 26-31.

21 Султанов, Ш. X. Анализ структуры запасов нефти на месторождениях Башкирского свода, Бымско-Кунгурской и Верхнекамской впадины (Респ. Башкортостан) / III. X. Султанов, Т. 3. Нгуен // Междунар. конф. «Новые технологии повышения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах»: тр.— Ижевск, 2006. — С. 146-147.

22 Султанов, Ш. X. Классификация продуктивных пластов месторождений севера Башкортостана по геолого-физическим характеристикам / Ш. X. Султанов, Т. 3. Нгуен, Р. м. Каримов, В. Е. Андреев // Междупар. кауч.-практ. конф. «Ашировские чтения».— Самара, 2006. — С. 63-64.

23 Султанов, Ш. X. Решение прикладных задач с использованием искусственных интеллектуальных систем / Ш. X. Султанов, Д. И. Варламов // Матер. VI Мевдунар. конф. «Химия нефти и газа».— Томск: Институт Химии нефти СО РАН, 2006. — С. 243-244.

24 Султанов, Ш. X. Совершенствование систем воздействия на объекты нефтедобычи при помощи искусственных интеллектуальных систем / Ш. X. Султанов, Д. И. Варламов// Технологии ТЭК,— 2006 — № 6 — С. 70-75.

25 Варламов, Д. И. Оптимизация системы разработки объектов на поздней стадии с помощью нейросетевого моделирования // Д. И. Варламов, Ш. X. Султанов // Матер. Всерос. науч.-практ. конф «Большая нефть XXI века» / АГНИ,— Альметьевск, 2006. - С.232-234.

26 Нугайбеков, Р. А. Сравнительный анализ применения искусственных нейросетей и метода главных компонент при классификации эксплуатационных объектов и прогноза их добычи / Р. А. Нугайбеков, III. X. Султанов, Д. И. Варламов, А. В. Чибисов // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— № 10.— 2007.— С. 70-73.

27 Султанов, Ш. X. Современные критерии дифференциации запасов нефти по степени сложности извлечения и анализ структуры запасов месторождений Волго-Уральской НГП / Ш. X. Султанов, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, А. А. Альмухаметов // НТЖ «Нефтегазовое дело».— Т. 5, вып. 2.— 2007.— С. 15-19.

28 Чижов, А. П. Группирование объектов разработки месторождений Бирской седловины / А. П. Чижов, Ш. X. Султанов, Р. И. Вафин, А. Г. Нугайбеков // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов».— Уфа: ГУЛ «ИПТЭР», 2007,— Вып. 2(68).— С. 16-21.

29 Малец, О. Н. Использование статистических методов обработки геологической информации для объективной и качественной классификации продуктивных пластов / О. Н. Малец, А. Н. Турдыматов, Ш. X. Султанов,

В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев // НТЖ «Нефтепромысловое дело».— № 2.— 2008,— С.4-7.

30 Султанов, Ш. X. Комплексный геолого-технологический анализ разработки нефтяных месторождений, характеризующихся различными reo лого-физическими и физико-химическими условиями пластовых систем / Ш. X. Султанов, В. Е. Андреев, Ю. А Котенев, Н. Ш. Хайрединов //НТЖ «Нефтегазовое дело».— 2008.— Т. 6, вып. 1.— С. 22-28.

31 Султанов, Ш. X. Методика классификации залежей нефти с использованием статистических методов / Ш. X. Султанов //НТЖ «Нефтегазовое дело».— 2008.— Т. 6, вып. 1.— С. 17-21.

32 Хайрединов, Н. Ш. Перспективы разработки мелких месторождений, характеризующихся слабой геологической изученностью / Н. Ш. Хайрединов, Р. А. Нугайбеков, О. В. Каптелинин, Ш. X. Султанов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов».— Уфа: ГУЛ «ИПТЭР», 2008,—Вып. 3(73). — С. 17-22.

33 Султанов, Ш. X. Особенности геологического строения мелких месторождений в пределах южной внешней и внутренней бортовых зон Актаныш-Чишминского прогиба / Ш.Х. Султанов, Чжу Юнъин, А.И. Сатаров // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ _ уфа, 2008 — Вып. 5,— С. 22-25.

34 Султанов, Ш. X. Состояние выработки запасов нефти крупных многопластовых месторождений в условиях сложного геологического строения / Ш. X. Султанов, А. Ю.Котенев, Д.И. Варламов //Проблемы освоения трудно-извлекаемых запасов нефта и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ — Уфа, 2008.— Вып. 5.—С. 109-113.

35 Султанов, III. X. Повышение эффективности выработки запасов высоковязкой нефти мелких месторождений в условиях слабой геологической изученности / Ш. X. Султанов, О.В. Каптелинин, Чжу Юнъин, А.И. Сатгаров //Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АНРБ —Уфа, 2008,—Вып. 5,—С. 119-121.

36 Султанов, Ш. X. Повышение эффективности разработки крупных месторождений не основе адекватной геологической модели / Щ. X. Султанов, М. Ю. Котенев, Д.И. Варламов, О.Н. Блинова //Проблемы освоения трудно-извлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ — Уфа, 2008.— Вып. 5.— С. 148-151.

37 Султанов, Ш. X. Решение задач классификации при помощи систем искусственного интеллекта/ Ш. X. Султанов, Д.И. Варламов, A.B. Чибисов //Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ — Уфа, 2008,— Вып. 5,— С. 228-231.

38 Султанов, Ш. X. Дифференцированная оценка доли трудноизвле-каемых запасов нефти продуктивных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по результатам их классификации / Ш.Х. Султанов // Матер, науч.-техн. семинара «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья». — Уфа: ГУЛ «ИПТЭР», 2009,— С. 27-28.

39 Султанов, Ш. X. Уточнение геологического строения мелких месторождений нефти с целью подготовки их к разработке / Ш.Х. Султанов // Матер, науч.-техн. семинара «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья». — Уфа: ГУЛ «ИПТЭР», 2009.— С. 29-31.

40 Султанов, Ш. X. Особенности геолого-технологического анализа разработки и выбора способа эксплуатации крупных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Ш.Х. Султанов // VIII Конгресс нефтепромышленников России. Секция А «Проблемы ресурсно- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: научные труды. - Уфа: Изд-во «Монография», 2009. - С. 9-13.

41 Султанов, Ш. X. Изменение доли трудноизвлекаемых запасов нефта месторождений восточной части Урало-Поволжья в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных толщ / Ш.Х. Султанов И VIII Конгресс нефтепромышленников России. Секция А «Проблемы ресурсно- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: научные труды. - Уфа: Изд.-во «Монография», 2009. - С.14-17.

42 Султанов, III. X. Оптимизация системы разработки мелких месторождений по результатам изучения геологического строения залежей нефти / Ш.Х. Султанов, О.В. Каптелинин // VIII Конгресс нефтепромышленников России. Секция А «Проблемы ресурсно- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: научные труды. - Уфа: Изд-во «Монография», 2009. - С.35-42.

43 Султанов, Ш. X. Системный подход к разработке крупных нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Ш.Х. Султанов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов».— Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2009,— Вып. 1(75). — С. 15-20.

44 Султанов, Ш. X. Метотехнология системного анализа разработки нефтяных месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов / Ш. X. Султанов.— Уфа: Монография, 2009.— 204 с.

Подписано в печать 17.08.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 3. Тираж 90. Заказ 175. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, доктора технических наук, Султанов, Шамиль Ханифович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ И СОСТОЯНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ.;.

1.1 Общая характеристика запасов.

1.2 Современные критерии дифференциации запасов нефти по степени сложности их извлечения.

1.3 Анализ структуры и состояние выработки запасов нефти.

1.4 Оценка роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти.

2 ГРУППИРОВАНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ В УСЛОВИЯХ ЗНАЧИТЕЛЬНОЙ ВАРИАЦИИ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ

И ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ.

2.1 Цели и методы группирования и идентификации объектов. Характеристика объектов исследования.

2.2 Классификация объектов разработки с использованием метода главных компонент.

2.2.1 Интерпретация результатов группирования и выделение групп объектов.

2.2.2 Характеристика и особенности групп объектов.

2.3 Классификация объектов разработки с использованием кластерного анализа.

2.4 Классификация объектов разработки с использованием метода интеллектуального анализа.

2.5 Сравнительный анализ результатов классификации МГК, кластерным анализом и ИНС.

2.6 Анализ структуры запасов в выделенных группах.

2.7 Методика классификации объектов с использованием статистических и интеллектуальных методов.

3 КОМПЛЕКСНЫЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕС1СИЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ С РАЗЛИЧНЫМИ КАТЕГОРИЯМИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ.

3.1 Повышение эффективности выработки запасов нефти малоэффективных месторождений в условиях слабой геологической изученности (на примере Мухарметовского месторождения).

3.1.1 Геолого-физические параметры и физико-химические свойства продуктивных пластов.

3.1.2 Анализ выработки запасов нефти и состояние разработки продуктивных пластов.

3.1.3 Уточнение геологического строения и оценка запасов нефти по результатам дополнительных геолого-разведочных работ.

3.1.4 Перспективы выработки запасов и регулирования разработки нефти в условиях слабой геологической изученности.

3.2 Обоснование системного подхода к анализу разработки месторождений с высокой выработкой запасов нефти (на примере месторождений Бирской седловины).

3.2.1 Геолого-физическая характеристика месторождений Бирской седловины.

3.2.2 Классификация объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем и анализ структуры запасов в выделенных группах.

3.2.2.1 Классификация объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем.

3.2.2.2 Анализ структуры запасов и состояния их выработки в выделенных группах.

3.2.3 Геолого-технологический анализ разработки месторождений.

3.2.4 Геолого-статистический анализ процесса нефтеизвлечения.

3.2.5 Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи.

3.3 Повышение эффективности выработки трудно извлекаемых запасов высоковязких нефтей в условиях сложного геологического строения (на примере Степноозерского месторождения РТ).

3.3.1 Создание современной геологической модели месторождения с использованием параметров, полученных современным комплексом программ.

3.3.2 Особенности разработки и построения гидродинамической модели месторождения.

3.3.3 Регулирование разработки перспективными методами повышения нефтеотдачи пластов.

3.3.3.1 Прогнозирование и анализ эффективного применения циклического воздействия.

3.3.3.2 Прогнозирование перспективных технологий теплового воздействия на пласт.

3.4 Геолого-технологические особенности регулирования разработки и выбора способа эксплуатации крупных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

3.4.1 Анализ выработки запасов и перспективы совершенствования реализуемой системы разработки.

3.4.1.1 Анализ выработки запасов нефти.

3.4.1.2 Оценка эффективности реализуемой системы разработки.

3.4.1.3 Анализ эффективности применяемых технологий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов.

3.4.2 Построение детальных геологических и гидродинамических моделей продуктивных пластов (на примере Красноярско-Куединского месторождения).

3.4.3 Регулирование системы разработки и применение технологий эффективной выработки запасов нефти.

4 НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫПОЛНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ

НА ПРИМЕРЕ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ).

4.1 Комплексный геолого-технологический анализ применения микробиологических МУН на месторождениях северо-запада Башкортостана.

4.1.1 Геолого-технологический анализ эффективности применения биокомплексного воздействия на остаточные запасы бобриковского горизонта Таймурзинского месторождения.

4.1.1.1 Геолого-физическая характеристика участков биокомплексного воздействия.

4.1.1.2 Методика и результаты оценки запасов нефти по участкам биокомплексного воздействия.

4.1.1.3 Анализ разработки объектов биокомплексного воздействия.

4.1.1.4 Определение технологического эффекта по очагам биокомплексного воздействия.

4.1.1.5 Геолого-статистический анализ биокомплексного воздействия на продуктивный пласт.

4.1.2 Геолого-технологический анализ эффективности применения избыточного активного ила на Юсуповской площади Арланского месторождения.

4.1.2.1 Геолого-физическая характеристика участков воздействия избыточным активным илом.

4.1.2.2 Оценка запасов нефти по участкам воздействия избыточным активным илом.

4.1.2.3 Анализ разработки участков внедрения избыточного активного ила.

4.1.2.4 Определение технологического эффекта по очагам внедрения избыточного активного ила.-.

4.1.2.5 Геолого-статистический анализ внедрения избыточного активного ила.

4.1.3 Разработка геолого-технологических условий применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи.

4.1.4 Прогнозирование технологической эффективности применения микробиологических методов воздействия на пласт.

4.2 Геолого-технологический анализ применения микробиологических МУН на высокообводненных объектах Ромашкинского месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами"

Актуальность темы. Значительная степень выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации, открытие месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, связанных с низкопроницаемыми и малотолщинными коллекторами, нефтями высокой вязкости, залежами с обширными подгазовыми и водоплавающими зонами, приводит к ухудшению качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности. В создавшейся ситуации, поддержание и увеличение уровней добычи нефти возможно за счет оптимизации и совершенствования систем разработки, выбора метода увеличения нефтеотдачи. Для решения задач по регулированию разработки месторождений требуется проведение детального анализа динамики основных технологических показателей объектов эксплуатации в условиях значительной вариации геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров систем воздействия. Проведение такого анализа предполагает, во-первых, структурирование и дифференциацию запасов нефти на активные и трудноизвлекаемые; во-вторых, классификацию продуктивных отложений по наиболее значимым и информативным факторам с использованием современных подходов и методов обработки информации; в-третъих, детальный геолого-технологический анализ, который включает уточнение геологического строения с созданием моделей залежей, обобщение опыта разработки соседних или аналогичных продуктивных пластов, гидродинамическое моделирование, анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, обоснованный выбор оптимальной (с учетом экономических и экологических условий) системы разработки и технологии выработки остаточных и трудноизвлекаемых запасов. Нефтяные месторождения центральной и северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) характеризуются существенными различиями геолого-технологических условий, эффективностью выработки запасов нефти и применения методов воздействия. По месторождениям указанного региона накоплен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации. В связи с этим системный статистический и геолого-технологический анализ результатов разработки месторождений, методология его проведения, теоретические исследования в данной области для залежей нефти с различными геолого-физическими и физико-химическими условиями пластовых, систем являются актуальными.

Цель, работы: обеспечение эффективного регулирования разработки нефтяных месторождений: с различными категориями трудноизвлекаемых запасов за счет создания новых методик системного геолого-технологического и геолого-статистического анализа, группирования и классификации продуктивных объектов; структурирования и дифференциации;запасов,.а также мониторинга применения методов увеличения нефтеотдачи;

Основные задачи исследований:

Г. Анализ структуры запасов нефти месторождений: Волго-Уральской НГП с определением доли трудноизвлекаемых с использованием: современных критериев их выделения. ' 1

2. Разработка методики классификации продуктивных толщ при; различных объемах данных о геолого-физических и физико-химических параметрах пластовьк систем с применением независимьш аппаратов математическош статистики и интеллектуального анализа.

3. Систематизация: и развитие методологии геолого-технологического анализа разработки месторождений с различными; категориями! трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к сложнопостроенным-залежам высоковязкой; нефти; обширным водонефтяным зонам; а также к объектам со значительной выработкой запасов нефти.

4. На основе геолого-гидродинамического и геолого-статистического моделирования залежей нефти, характеризующихся различными категориями трудноизвлекаемых запасов, обоснование комплекса геолого

• технологических рекомендаций по регулированию и совершенствованию; систем разработки.

5. Разработка методики многоуровневого геолого-технологического анализа применения методов повышения нефтеотдачи пластов.

Методы исследований: .

Решение поставленных задач- основывалось, на* анализе и обобщении опыта разработки большой группы нефтяных месторождений Волго-Уральской НГП, на; комплексном подходе: с использованием: методов геологического и гидродинамического моделирования, математической. статистики и интеллектуального > анализа (кластерный анализ, метод главных компонент и 8 искусственных нейронных сетей). Методической основой являлся системный геолого-технологический анализ, учитывающий особенности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) нефти на различных иерархических уровнях.

Научная новизна:

1 Разработана методика классификации продуктивных пластов с использованием независимых методов математической статистики и интеллектуального анализа, учитывающая объем и качество геолого-физической и физико-химической информации, на основе которой выделены классы продуктивных объектов месторождений Волго-Уральской НГП с оценкой в них доли ТрИЗ, выявлены их особенности и определены характерные объекты для выполнения комплекса геолого-технологических исследований по регулированию разработки.

2 Обоснованы и конкретизированы геотехнологические принципы регулирования разработки месторождений с ТрИЗ нефти, на основе которых создана методология системного геолого-технологического анализа разработки месторождений с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим строением, слабой геологической изученностью, обширными водонефтяными зонами, высокой выработкой запасов.

3 Теоретически обоснован и дифференцирован по геолого-физическим условиям характерных объектов-комплекс геолого-технологических решений повышения эффективности систем и технологий разработки месторождений с различными категориями ТрИЗ с использованием нестационарного заводнения в сочетании с физико-химическими, микробиологическими и термическими методами увеличения нефтеотдачи, системными обработками и оптимизацией плотности сетки скважин.

4 На примере микробиологических и комплексных технологий освоения ТрИЗ нефтяных месторождений Урало-Поволжья разработаны научно-методические подходы, позволившие установить условия эффективного применения третичных методов увеличения нефтеотдачи и получить надежные геолого-статистические модели для прогнозирования их технологических показателей.

Основные защищаемые положения:

1 Методология системного геолого-технологического анализа разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов нефти.

2 Методика классификации продуктивных объектов при различных объемах данных, характеризующих геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем с использованием различных методов математической статистики и интеллектуального анализа.

3 Методика многоуровневого геолого-технологического анализа применения методов увеличения нефтеотдачи.

4 Комплекс геолого-технологических мероприятий и рекомендаций по совершенствованию систем и технологий разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых и остаточных запасов.

Достоверность полученных результатов:

Достоверность полученных результатов достигалась применением современных статистических методов обработки результатов геолого-промысловых исследований, проведенных на основе большого массива геолого-физической и геолого-технологической информации, накопленной в процессе длительной эксплуатации рассматриваемых залежей, в том числе с применением методов увеличения нефтеотдачи, с использованием современных методов геолого-гидродинамического и геолого-статистического моделирования, сходимости результатов геолого-гидродинамического, геолого-статистического и натурного моделирования.

Практическая ценность и реализация работы

Разработанные методики: классификации продуктивных объектов в условиях различных объемах геолого-технологической информации с использованием статистических и интеллектуальных методов, выполнения анализа выработки трудноизвлекаемых запасов нефти апробированы и внедрены в ОАО «Татнефтеотдача», ООО НПФ «Нефтегазразработка», ОАО «АКМАИ» при составлении проектной и технологической документации разрабатываемых и вводимых из разведки месторождений с остаточными и трудноизвлекаемыми запасами: Мухарметовское месторождение (1998, 2003, 2005 гг.), Степноозерское месторождение (2001, 2002 гг.), Красноярско-Куединское месторождение (2004 г.), Ново-Елховское месторождение (1997 г.), ю

Москудышское месторождение (2000 г.), Константиновское месторождение (2001 г.), Шумовское месторождение (2001 г.).

Для НГДУ «Чекмагушнефть» разработаны и переданы для внедрения методики прогнозирования эффективности биокомплексного воздействия для объектов в терригенных отложениях нижнего карбона и определения запасов нефти по участкам биокомплексного воздействия.

Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при проведении занятий по дисциплинам «Математические методы моделирования в геологии», «Нефтегазопромысловая геология» со студентами и аспирантами специальности. «Геология нефти и газа».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались: а) на заседаниях: Ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ (г.Уфа, 19992002 гг.); Центра химической механики нефти АН РБ (г.Уфа, 2004-2006 гг.); территориальной комиссии по разработке Республики Татарстан (г.Казань, 2003-2005 гг.); Науч.-техн. советов ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (г. Пермь, 20042005 гг.), ОАО «ЛУКОЙЛ» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «АКМАЙ» (г. Альметьевск, 2003-2004 гг.), ЗАО «Татнефтеотдача» (г. Альметьевск, 20012003 гг.); б) на международных, межотраслевых, региональных научно-технических конференциях, конгрессах, симпозиумах и совещаниях: Европейском симпозиуме по нефтеотдаче; Регион, конф. «Геология и полезные ископаемые Западного Урала», г. Пермь, 1997 г.; 3-й Междунар. конф. по химии нефти, г.Томск, 1997 г.; Междунар. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России», УГНТУ, г. Уфа, 1998 г.; Науч.-практ. конф. (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», г. Ухта, 1999 г.; III Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы нефти и газа», г. Уфа, 2001 г.; Всерос. науч.-техн. конф. «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи», г. Тюмень, 2002 г.; 12-м Европ. симп. «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Казань, 2003 г.; Междунар. науч.-практ. конф. «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья. Геология и разведка месторождений и техногенных образований», г. Екатеринбург,

2003г.; II Всерос. науч.-практ. конф., Самара, 2003 г.; VI Конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», г. Уфа, 2005г.; Междунар. конф. «Новые технологии повышения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах», г. Ижевск, 2006 г.; Междунар. науч.-практ. конф. «Ашировские чтения», г.Самара, 2006г.; Науч.-техн. конф., посвященной 50-летию ТатНИПИнефть, г.Бугульма, 2006г.; VI Междунар. конф. «Химия нефти и газа», г. Томск, 2006 г.; Всерос. науч.-практ. конф. «Большая нефть XXI века», г.Альметьевск, 2006г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 63 печатные работы, включая 34 статьи, из них 9 в журналах, входящих в перечень, рекомендованный ВАКом Минобразования и науки РФ, 2 монографии и 27 материалов конференций.

Личный вклад

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, их решение, обобщение результатов, анализ и обоснование полученных результатов, рекомендации, непосредственное участие в опытно-промышленных испытаниях.

Автор выражает искреннюю благодарность научному консультанту проф. В. Е. Андрееву, проф. Ю. А. Котеневу, проф. Н. Ш. Хайрединову, проф. К. М. Федорову, плодотворное сотрудничество с которыми способствовало становлению и развитию идей, положенных в основу работы. Автор благодарит соавторов совместных работ, специалистов инженерно-геологических служб нефтегазодобывающих предприятий и коллег за большую помощь при совместных внедрениях и исследованиях.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 249 страниц текста, 125 рисунков и 72 таблицы, список использованных источников насчитывает 158 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Султанов, Шамиль Ханифович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Проведенный анализ структуры запасов нефти с использованием современных критериев оценки ТрИЗ по 387 месторождениям нефти Волго-Уральской НГП показал, что доля ТрИЗ от начальных геологических запасов нефти по терригенным коллекторам в крупных геоструктурных элементах составляет около 50 %. В карбонатных коллекторах минимальное значение доли ТрИЗ равно 65 % от НГЗ. Рост доли ТрИЗ только за счет критерия выработанности запасов (КИЗ более 70 %) составляет 20%. Всего рост доли ТрИЗ для залежей Урало-Поволжья составляет не менее 44%.

2 Разработана методика классификации продуктивных объектов, учитывающая объем и качество геолого-физической и технологической информации. Использование методики к классификации объектов увеличивает точность выделения однородных групп, в пределах которых можно обоснованно рекомендовать и прогнозировать успешные технологии выработки запасов нефти.

3 Классификация 1427 продуктивных объектов месторождений Волго-Уральской НГП (Башкортостан, Татарстан, Пермский край) по геолого-физическим параметрам пластов и физико-химическим свойствам флюидов позволила выделить классы - однородные группы, определить центры группирования и ближайшие к ним объекты-полигоны для разработки геотехнологических рекомендаций и мероприятий по повышению эффективности их выработки.

4 Сформулированы, расширены и дополнены геотехнологические основы регулирования разработки объектов с различными категориями ТрИЗ, включающие: уточнение геологической модели залежи, основанное на дифференциации и структурировании запасов углеводородов, переинтерпретации или пересмотре геофизических и геохимических материалов с учетом характеристики месторождения; выявление и оценку факторов, оказывающих влияние на эффективность разработки продуктивного объекта по результатам геолого-статистического моделирования; прогноз показателей разработки месторождения с обоснованными рекомендациями по использованию методов повышения нефтеотдачи с применением геолого-гидродинамической модели залежи и полученных геолого-статистических зависимостей.

5 Обоснованы и предложены способы регулирования разработки месторождений, характеризующихся: высокой вязкостью нефти, сложным геологическим строением, слабой геологической изученностью, высокой выработанностью запасов нефти, значительной площадью нефтеносности, обширной ВНЗ и слабовыработанными залежами нефти в карбонатных коллекторах.

6 Разработаны научно-методические основы геолого-технологического анализа и прогнозирования эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, которые заключаются в совместном геолого-технологическом анализе и многоуровневом геолого-статистическом моделировании разработки участков внедрения, в определении критериев успешного применения МУН и прогнозирования их технологической эффективности.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Султанов, Шамиль Ханифович, Уфа

1. Сургучёв, М.В. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений / М.В. Сургучёв —М.: Недра, 1969.

2. Токарев, М.А Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой / М.А. Токарев — М.: Недра, 1990.-286 с.

3. Регулирование процесса нефтеизвлечения многопластовых неоднородных объектов на поздней стадии разработки / В.М. Хусаинов, Н.Ф. Гумаров, Ю.А. Котенев и др.- Уфа: УГНТУ, 1999.- 125 с.

4. Дияшев, Р. Н. Современная разработка нефтяных пластов / Р.Н. Дияшев.-М.: Недра, 1984.-207 с.

5. Галлямов, М. Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений / М.Н. Галлямов, Р.Ш. Рахимкулов- М.: Недра, 1978.- 207 с.

6. Лозин, Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений / Е.В. Лозин Уфа: Башкнигоиздат, 1987 — 152 с.

7. Мирзаджанзаде, А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа / А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова.- М.: Недра, 1977 228 с.

8. Муслимов, Р. X. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарстана / Р.Х. Муслимов Казань: Таткнигоиздат, 1985176 с.

9. Токарев, М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта / М.А. Токарев.— Уфа: Изд-во УНИ, 1983.- 65 с.

10. Дементьев, А. Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных // М.: Недра, 1966.

11. Баймухаметов, К. С. Оценка нефтеотдачи на примере разработки месторождений Башкирии / К.С. Баймухаметов, Э.М. Тимашев // Нефтепромысловое дело 1982 —№ 8 — С. 3—4.

12. Моделирование процессов нефтегазодобычи / М.М. Хасанов, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Н. Бахтизин Москва-Ижевск: ИКИ, 2004.- 368 с.

13. Хисамов, Р. С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений / P.C. Хисамов Казань: Изд-во «Мониторинг», 1996.-288 с.

14. Пермяков, И.Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений / Пермяков И.Г.- М.: Недра, 1975.- 128 с.

15. Максимов, М. П. Геологические основы разработки нефтяных месторождений / М.П. Максимов — М.: Недра, 1975.— 534 с.

16. Султанов, Ш.Х. Геолого-технологические условия применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи на примере месторождений северо-запада Башкортостана: дис. . канд. геол.-минер. наук: 04.00.17-Уфа: БашНИПИнефть, 2000.-215 с.

17. Андреев, В.Е. Комплексное геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи: дис. . докт. техн. наук: 05.15.06.-Тюмень: Тюм.ГНГУ, 1998.-347 с.

18. Котенев, Ю.А. Научно-методические основы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи: дис. . докт. техн. наук: 25.00.17 — Уфа: ГУЛ «ИПТЭР», 2004.- 483 с.

19. Лозин, Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана/Е. В. Лозин-М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-Ч. 1, 2. 72 е., 64с.

20. Баймухаметов, К.С.Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов.- Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997.-304 с.

21. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин.-Уфа, 1994. 180 с.

22. Галеев, Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Р.Г. Галеев М.: КУбК, 1997.-352с.

23. Муслимов, Р.Х. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов.—Казань: Таткнигоиздат, 1985 — 134 с.

24. Муслимов, Р.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Г. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов.-М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-Т. 1, 2.

25. Халимов, Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов / Э.М. Халимов, H.H. Лисовский // НТЖ. Вестник ЦКР Роснедра 2005.- № 1.- С. 17-19

26. Ларочкина, И.А. Перспективы нефтеносности девонских и каменноугольных отложений на территории деятельности ОАО «Акмай» / И.А. Ларочкина Договор № 17/2. ЗАО «ГЕОТЭКС». г. Казань, 2002. 62 с.

27. Ащепков, М.Ю. Технология повышения нефтеотдачи дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты / М.Ю. Ащепков, И.М. Назмиев, М.Т. Ханнанов // Нефтепромысловое дело 2001 .-№ 1.-С. 22-27.

28. Лысенко, В. Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. / Лысенко В.Д., Грайфер В.И. М: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 562 с.

29. Максимов, С.П. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / С.П. Максимов, В.А. Киров, В.А. Клубов.-М.: Недра, 1970.

30. Подсчет запасов нефти и газа Менеузовского месторождения: отчет о НИР/ БашНИПИнефть; Руководитель JI.P. Авзалетдинова- Уфа, 1987.

31. Анализ разработки Чекмагушевского месторождения: отчет о НИР / БашНИПИнефть; Руководитель Ф.М. Ефремов Уфа, 1996.

32. Сыртланов, А.Ш. Обобщение опыта разработки крупных нефтяных месторождений севера Башкирии в терригенных толщах нижнего карбона / А.Ш. Сыртланов, К.С. Баймухаметов, Э.М. Тимашев; БашНИПИнефть — Уфа, 1990.-Т. 3,4, 5.

33. Сафонов, E.H. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана / E.H. Сафонов, Р.Х. Алмаев Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 224 с.

34. Назмиев, И.М. Низкочастотное ударно-волновое воздействие — эффективный метод повышения нефтеотдачи пластов / И.М. Назмиев, C.B. Андрейцев, A.B. Горинов // Разработка нефтяных месторождений.- № 3 С. 42-45.

35. Сургучев, M.JI. Физико-химические процессы в нефтегазовых пластах / M.JI. Сургучев, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин- М.: Недра, 1984 — 215с.

36. Выгодский, Е.М. Экспертная оценка форм залегания остаточной нефти в пласте / Е.М. Выгодский, M.JI. Сургучев // Нефтяное хозяйство — 1988.-№9.- С. 31-36.

37. Ларочкина, И.А. О происхождении врезов в турнейских породах Татарии / И.А. Ларочкина // Геология нефти и газа — М., 1987- № 6.

38. Ларочкина, И.С. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти Степноозерского месторождения / И.С. Ларочкина, В.Г. Базаровская; Договор № А.7.1.-44.1/99. ТатНИПИнефть-Бугульма, 1999.

39. Мухаметшин, Р.З. Отчет по договору 93,075. Пересчет запасов нефти, растворенного в нефти газа и технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Степноозерского месторождения. ТатНИПИнефть, Казань, 1993.

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

41. Мухаметшин, Р.З. Влияние латеральной гидродинамической связи между залежами нефти турнейского и визейского ярусов на их разработку /

42. Р.З. Мухаметшин, Р.Г. Рамазанов, Э.И. Сулейманов // Геология нефти и газа.- 1985-№3.

43. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский.-М.: Недра, 1982.

44. Азиз, X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э. Сеттари. Пер. с анг. под редакцией М. М. Максимова.- М.: Недра,1982.- 408с

45. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халимов, Б.И. Леви, В.И. Дзюба и др.- М.: Недра, 1984 .- 272 с.

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

47. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов: сб. науч. тр.— М.: Наука, 1990.-223 с.

48. Циклическое заводнение нефтяных пластов / M.JI. Сургучев, О.Э. Цынкова, И.Н. Шарбатова и др.-М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

49. Шарбатова, И.Н. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты / И.Н. Шарбатова, M.JI. Сургучев —М.: Недра, 1988 121 с.

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

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

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

53. Зазовский, А.Ф. О неизотермическом вытеснении нефти водой из нетеплоизолированных пластов / А.Ф. Зазовский // Изв. АН СССР, МЖГ1983.-№5.-С. 91-98.

54. Ентов, В.М. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи / В.М. Ентов, А.Ф. Зазовский М.: Недра, 1989 - 232 с.

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

56. Баширов, B.B. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами / В.В. Баширов, K.M. Федоров, A.B. Овсюков— Уфа: БашГУ,1984.-85 с.

57. Юлбарисов, Э.М. Экологически чистые биогеотехнологии извлечения нефти из высокообводненных залежей на поздних стадиях разработки / Э.М. Юлбарисов // Известия вузов. Горный журнал — 1997 — № 5-6.- С. 89-95.

58. Симаев, Ю.М. Технология увеличения нефтеотдачи при обработке очаговых нагнетательных скважин оторочками биоПАВ и биополимера «Симусан» / Ю.М. Симаев // Нефтепромысловое дело: НТЖ — ВНИИОЭНГ, 1994 —№ 5 С. 21—22.

59. Хазипов, Р.Х. Повышение нефтеотдачи на Уршакском месторождении биоцидным воздействием / Р.Х. Хазипов, H.H. Силишев, И.Р. Крицкий и др. // Нефтяное хозяйство 1993.- № 5 — С. 37-39.

60. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов,-М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-Том 2.-С. 131-139.

61. Ковалев, B.C. Определение величины и местоположения остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения / B.C. Ковалев. // Нефтепромысловое дело.— № 6—7 — С. 40-42.

62. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. проф. Р.Х. Муслимова.- В 2-х томах.-Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007.

63. Мандрик, И.Э. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями / И.Э. Мандрик, А.Х. Шахвердиев, И.В. Сулейманов // Нефтяное хозяйство 2005 - № 10.

64. Anil KJain, Jainchang Mao, K.M. Mohiuddin Artificial Neural Networks: A Tuturial // Computer, Vol. 29, № 3, March 1996, pp. 31-44.

65. Иваненко, Б.П. Нейросетевое моделирование процессов добычи нефти / Б.П. Иваненко, С.А. Проказов, А.Н. Парфенов // Нефтяное хозяйство.-2003.- № 12.

66. Байков, И.Р. Применение нейронных сетей для прогнозирования добычи углеводородного сырья / И.Р. Байков, С.В. Китаев, И.А. Шаммазов // Известия вузов. Нефть и газ — 2005 № 3.

67. Соломатин, Г.И. Прогнозирование работы скважин с помощью искусственных нейронных сетей / Г.И. Соломатин, А.З. Захарян, Н.И Ашкарин // Нефтяное хозяйство.— 2002 — № 10.

68. Базы данных. Интеллектуальная обработка информации. / В.В. Корнеев, А.Ф. Гареев, С.В. Васютин, В.В. Райх — М.: Нолидж, 2000 352 с.

69. Панфилов, П.А. Введение в нейронные сети / П.А. Панфилов // Современный трейдинг 2001.- № 2 - С. 12-17.

70. Горбань, А.Н. Обобщенная аппроксимационная теорема и вычислительные возможности нейронных сетей / А.Н. Горбань // Сибирский журнал вычислительной математики.— 1998 Т. 1, № 1.— С. 12-14.

71. Варламов, Д.И. Совершенствование систем воздействия на объектах нефтедобычи при помощи искусственных интеллектуальных систем / Д.И. Варламов, Ш.Х. Султанов // Технологии ТЭК 2006 - № 6- С. 70-75.

72. Варламов, Д.И. Решение прикладных задач с использованием искусственных интеллектуальных систем / Д.И. Варламов, Ш.Х. Султанов // Материалы VI Междунар. конф. «Химия нефти и газа», г. Томск, 2006.

73. Султанов, Ш.Х. Оптимизация системы разработки объектов на поздней стадии с помощью нейросетевого моделирования / Ш.Х. Султанов, Д.И. Варламов // Тез. докл. Всерос. науч.-практ. конф. «Большая нефть XXI века», АГНИ. г. Альметьевск, 2006.

74. Султанов, Ш.Х. Перспективы использования искусственных интеллектуальных систем для решения прикладных задач оптимизации нефтедобычи / Ш.Х. Султанов Д.И., Варламов // Сборник трудов молодых ученых и специалистов НПФ «Геофизика».— Уфа, 2006. «

75. Минаев, Ю.Н. Методы и алгоритмы идентификации и прогнозирования в условиях неопределенности в нейросетевом логическомбазисе / Ю.Н. Минаев, О.Ю. Филимонова, Бенамеур Лиес- М.: Горячая линия-Телеком, 2003.

76. Хатмуллин, Ф.Х. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана / Ф.Х. Хатмуллин, И.М. Назмиев, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, Л.Н. Загидуллина, Ш.Х. Султанов.-М.: ВНИИОЭНГ, 1999.-284 с.

77. Андреев, В.Е. Геолого-промысловый анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи / В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев,

78. B.Г. Щербинин, Ю.Н. Ягафаров, Ш.Х. Султанов.-Уфа: УГНТУ, 1998.- 145 с.

79. Андреев, В.Е. Применение математических методов в нефтегазопромысловой геологии / В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, В.Г. Щербинин, А.Г. Нугайбеков, Р.Я. Шарифуллин, Ш.Х. Султанов, Г.Р. Жданова.-Уфа: УГНТУ, 1998.- 179с.

80. Андреев, В.Е. Биогеотехнологические методы увеличения нефтеотдачи пластов / В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, Л.Н. Загидуллина, Ш.Х. Султанов и др.-Уфа: УГНТУ, 2000.- 138 с.

81. Котенев, Ю.А. Термические методы увеличения нефтеотдачи /Ю.А. Котенев, В.Е. Андреев, Ш.Х. Султанов и др.-Уфа: УГНТУ, 2004- 195 с.

82. C. 126-143 (НИИнефтеотдача АН РБ).

83. Шакиров, А.Н. Особенности выбора технологии эксплуатации нефтяного месторождения в условиях сложного геологического строения /

84. A.Н. Шакиров, О.З. Исмагилов, Ю.А. Котенев, Н.Ш. Хайрединов, K.M. Федоров, Ш.Х. Султанов // 3-я Всерос. науч.-техн. конф. «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи»: Тр.- Тюмень, 2002 — С. 48-52.

85. Султанов, Ш.Х. Особенности геологического строения и структура запасов юго-западной части Бирской седловины / Ш.Х. Султанов, И.М. Назмиев // Межвуз. сб. «Нефть и газ: Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки».- УГНТУ, 1998 С. 128-139.

86. Андреев, В.Е. Геолого-статистический анализ разработки нефтяных месторождений Дюртюлинской группы Башкортостана /

87. B.Е.Андреев, Ю.А. Котенев, И.М. Назмиев, Ш.Х. Султанов // Материалы 2-й регион, науч.-практ. конф. (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа».— Ухта, 1999 — С. 355-358.

88. Андреев, В.Е. Прогнозирование технологической эффективности применения микробиологических методов воздействия на пласт / В.Е.

89. Андреев, Ю.А. Котенев, И.М. Назмиев, JI.H. Загидуллина, Ш.Х. Султанов // Материалы науч.-практ. конф. «Добыча, подготовка и транспорт нефти».-Томск.- 1999.- С .78-79.

90. Шакиров, А.Н. Геолого-статистическое моделирование применения технологий ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти на объектах бобриковского горизонта Республики Татарстана /

91. A.Н. Шакиров, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов, А.П. Чижов // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: Тр.- Уфа, 2000 Вып. 2 — С. 103-112. (НИИнефтеотдача АН РБ).

92. Андреев, В.Е. Анализ структуры запасов нефти в карбонатных коллекторах на месторождениях НГДУ «Чернушканефть» / В.Е. Андреев, Ш.Х. Султанов, Ш.А. Шамсан // III Конгресс нефтепромышленников России: Тр.-Уфа, 2001.-С. 3-5.

93. Андреев, В.Е. Геолого-технологическое обоснование водоизоляционных работ на месторождениях с карбонатными коллекторами юга Пермской области / В.Е. Андреев, Ш.А. Шамсан, Ш.Х. Султанов // III Конгресс нефтепромышленников России: Тр.- Уфа, 2001.- С. 5-8.

94. Загидуллина, JI.H. Геолого-промысловый анализ биокомплексного воздействия на яснополянской залежи Москудьинского месторождения / JI.H. Загидуллина, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, П.М. Зобов,

95. B.А. Качин, Ш.Х. Султанов, A.B. Чибисов, Х.У. Чжан // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: Тр.- Уфа, 2001.-Вып. З.-С. 94-101 (НИИнефтеотдача АН РБ).

96. Develop of thermal recovery schemes for Stepnozerskoe oil field/ Shakirov A.N., Andreev V.E., Kotenev Yu. A., Sultanov Sh.H., Badretdinov S.S. // SPE International improved oil recovery conference in Asia in pacific. Kuala Lumpur, Malaysia. 2003.

97. Котенев, Ю.А. Перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах / Ю.А. Котенев, В.Е. Андреев, Ш.Х. Султанов, K.M. Федоров, В.Р. Скляров, О.З. Исмагилов // Нефтепромысловое дело 2005 - № 1.- С. 15-20.

98. Котенев, Ю.А. Влияние дополнительных геолого-разведочных работ на разработку мелких месторождений / Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов, О.В. Каптелинин, В.В. Волков // Материалы науч.-техн. конф., посвященной 50-летию ТатНИПИнефти Бугульма, 2006.

99. Чижов, А.П. Группирование объектов разработки месторождений Бирской седловины / А.П. Чижов, Ш.Х. Султанов, Р.И. Вафин, А.Г. Нугайбеков // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов».- Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2007.-Вып. 2(68).

100. Султанов, Ш.Х. Методика классификации залежей нефти с использованием статистических методов / Ш.Х. Султанов // Нефтегазовое дело.- 2008.- Т. 6, вып. 1.- 15-19.

101. Гавура, В.Е. Геология и разработка нефтяных и газоконденсатных месторождений / В.Е. Гавура- М.: ВНИИОЭНГ, 1995490 с.

102. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и газовых месторождений России. Т. 1 / Под ред. Р.Х. Муслимова— М.: ВНИИОЭНГ, 1996.-280 с.

103. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: учеб. пособие / Ю.В. Зейгман.- Уфа: УГНТУ, 1996.- 78 с.

104. Кучумов, Р.Я. Применение метода вибровоздействия в нефтедобыче / Р.Я. Кучумов — Уфа: Башкнигоиздат, 1988 — 111 с.

105. Ленченкова, Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами / Л.Е. Ленченкова — М.: Недра, 1998 — 394 с.

106. Мерзляков, В.Ф. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений юго-запада Башкортостана /В.Ф. Мерзляков, A.A. Носачев, Ю.А. Котенев и др.-М.: ВНИИОЭНГ, 1998.- 152с.

107. Муслимов, Р. X. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения / Р.Х. Муслимов-Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1979.-210 с.

108. Ованесов, М.Г. Оценка нефтеотдачи по промысловым данным / М. Г. Ованесов, М. А. Жданов, М. А. Токарев и др. // Нефтяная пром-сть. Сер. Добыча / ВНИИОЭНГ.- М., 1972.- 92 с.

109. Рогачев, М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти / М.К. Рогачев. Уфа: Изд-во «Гилем», 1999 — 75 с.

110. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розерберг и др.- М.: Недра, 1983- 463 с.

111. Сургучев, М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М.Л. Сургучев М.: Недра, 1985 - 308 с.

112. Абызбаев, И.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии / И.И. Абызбаев, Б.И. Леви-Уфа: Башк. кн. изд-во, 1978.-68 с.

113. Токарев, М.А. Использование геолого-статистических моделей для контроля текущей нефтеотдачи / М.А. Токарев // Нефтяное хозяйство— 1983.-№ 11.-С. 35-39.

114. Федоров, K.M. Методика расчета и оптимизации пароциклического воздействия на призабойную зону пласта / К. М. Федоров, А.П. Шевелев, Ю.А. Котенев и др // Известия вузов «Нефть и газ».— Тюмень, 2004.

115. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции / Н.Ш. Хайрединов, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев и др.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 149 с.

116. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных территорий /Н.Ш. Хайрединов, K.M. Федоров, Ю.А. Котенев и др. — Уфа: Гилем, 1997 106с.

117. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Г. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1996.- Том 1- 280 с.

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

119. Руководящий документ. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-110-01). Москва, 2002 г.

120. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96). Москва, 1996 г.

121. Усенко, В.Ф. Методические положения проведения промысловых экспериментов по оценке эффективности новых методов интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи / В.Ф. Усенко, Э.М. Халимов // Труды БашНИПИнефть.- 1973.-Вып. 33.-С. 101-112.

122. Раковский, H.JI. Определение эффекта при внедрении методов повышения нефтеотдачи пласта // Нефтепромысловое дело: реф. науч.-техн. сб. ВНИИОЭНГ, 1977. - № 3.

123. Абызбаев, И.И. Об одном из методов оценки эффективности новых методов воздействия на залежь в геолого-промысловых условиях / И.И. Абызбаев // Особенности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: Труды БашНИПИнефть 1978 — Вып. 51.

124. Булыгин, Д.В. Оценка точности подсчета запасов и коэффициентов нефтеотдачи в пределах опытных участков / Д.В. Булыгин, Г.И. Васякин, В.А. Старцев // Нефтепромысловое дело: реф. науч.-техн. сб. -ВНИИОЭНГ, 1981.-№ 4.-С. 8-9.

125. Лапук, Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных / Б.Б. Лапук — Ижевск. Издательство ИКИ, 2002- 296 с.

126. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов / Р.Д. Каневская-М.-Ижевск: ИКИ, 2002.- 140 с.

127. Закиров, С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук М.: Недра, 1974.- 376 с.

128. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, O.JI. Кузнецов,К.С. Басниев, З.С. Алиев-М.: Недра, 2003- 881 с.

129. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов.-М.: Недра, 1986.-333 с.

130. Пономарев, А.И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах / А.И. Пономарев Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007 — 236 с.

131. Бурже, Ж.П. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Ж.П. Бурже, М. Сурио, М.М. Комбарну- М.: Недра, 1988 424 с.

132. Булыгин, Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти / Д.В.Булыгин, В.Я. Булыгин // М.: Недра, 1996.-3 82с.

133. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н., Исследования совместно эксплуатируемых пластов / А.Ф. Блинов, Р.Н. Дияшев // М.: Недра, 1971.-175с.

134. Дементьев JI. Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии.- М.: Недра, 1983 -47 с.

135. Дементьев Л. Ф., Жданов М. А., Кирсанов А. Н. Применение математической статистики в нефтепромысловой геологии.- М.: Недра, I960.- 225 с.6