Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Гидродинамическое изучение и моделирование особенностей разработки залежей нефти в турнейских и башкирских отложениях

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Гидродинамическое изучение и моделирование особенностей разработки залежей нефти в турнейских и башкирских отложениях"

На правах рукописи

КАЛМЫКОВ АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ИЗУЧЕНИЕ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ТУРНЕЙСКИХ И БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ (на примере месторождений Республики Татарстан)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 У Ш 2015

Бугульма- 2015

005571036

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью Научно-производственном объединении «Нефтегазгехнология»

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук Хакимзянов Ильгизар Нургизарович

Газгаон Айрат Алмазович

доктор технических наук, Открытое акционерное

общество «ИДЖАТ», генеральный директор

Андреев Дмитрий Владимирович

кандидат технических наук, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, главный инженер-технолог отдела планирования и мониторинга методов повышения нефтеотдачи пластов

Общество с ограниченной ответственностью «СамараНИПИнефть» (г. Самара)

Защита состоится « 10 » сентября 2015 г. в 15й часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти www.tatnipi.ru.

Автореферат разослан « 17 » июля 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Львова Ирина Вячеславовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Объектом исследований настоящей работы являются нефтевмещающие резервуары малопродуктивных месторождений Республики Татарстан (РТ), приуроченные к отложениям турнейского и башкирского ярусов.

Существуют два основных критерия, согласно которым ряд месторождений РТ относится к категории малопродуктивных, это сравнительно низкие технико-экономические показатели и низкая нефтеотдача при применении традиционных методов разработки, что является следствием геологических и техногенных причин, а также реологических свойств нефти.

Для региона характерно наличие множества средних, мелких и очень мелких месторождений, основная часть которых относится к категории малопродуктивных.

Значительная доля запасов нефти этих месторождений принадлежит залежам в карбонатных коллекторах турнейского и башкирского ярусов. Сложности их извлечения, гидродинамического изучения и моделирования разработки залежей обуславливают актуальность темы диссертации.

Степень разработанности темы. Гидродинамическому изучению залежей нефти в карбонатных коллекторах РТ посредством пьезометрии окрестности скважин и гидропрослушивания посвящены работы Р.Х. Закирова, А.И. Маркова, Ю.М. Молоковича, Г.Г. Куштановой, Э.И. Сулейманова, Р.Г. Фархуллина и др. Однако, остается малоизученным вопрос гидродинамического взаимовлияния характерных комплексов в толще изучаемых нефтевмещающих резервуаров. Также не рассмотрены способы и сопутствующие технические устройства для производства таких исследований.

Геологическому изучению залежей нефти в карбонатных коллекторах РТ посвящены работы Е.А. Козиной, Г.А. Кринари, Р.З. Мухаметшина, В.П. Морозова, И.Н. Плотниковой и др., в которых отмечается важность учета неоднородностей строения пустотного пространства карбонатных пород-

коллекторов. Эти неоднородности связаны с наличием в породах вторичных каверн выщелачивания, стилолитовых швов, трещинок растворения и трещин тектонической разгрузки. Отмечается, что в карбонатных коллекторах система трещин и сообщающихся пор постепенно превращалась в горизонтальные каналы фильтрации воды, которые могли объединяться в более крупные. Затем происходил перехват соседних потоков наиболее интенсивным, единым в некотором объеме пористой среды. В зарубежной литературе по добыче нефти его именуют «conduit»- канал фильтрации, труба фильтрации (Al-Otaibi М.Н., Fischbuch D.B., Taibah O.A., Al-Julaih A.H., Chandra Y., Verma S.K.). Эти особенности геологического строения коллекторов необходимо учитывать при фильтрационном моделировании.

Вопросам фильтрационного моделирования залежей нефти в карбонатных коллекторах РТ посвящены работы Р.Г. Абдулмазитова, И.М. Бакирова, Р.Н. Дияшева, В.А. Иктисанова, Ю.М. Молоковича, A.B. Насыбуллина, А.Н. Чекалина, и др. Но остаются не решенные вопросы о степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами и о количественной оценке непроизводительного объема закачки.

Цель работы. Обоснование методов и подходов к гидродинамическому изучению и моделированию разработки башкирских и турнейских отложений малопродуктивных месторождений РТ в целях контроля и эффективного регулирования процесса нефтедобычи.

Основные задачи исследований. Совершенствование методов и средств изучения особенностей разработки залежей нефти в турнейских и башкирских отложениях на малопродуктивных месторождениях РТ.

Научная новизна.

1. На основе гидродинамических исследований межскважинного пространства, статистического анализа данных, изучения поведения давления в нагнетательных скважинах после их остановки и геолого-фильтрационного моделирования создана методика определения адресности закачки, количественной оценки ее непроизводительного объема и степени

гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами.

2. Предложен новый метод и техническое решение для испытания продуктивных пластов на предмет их гидродинамического взаимовлияния.

3. Посредством гидродинамических исследований окрестностей скважин и статистического анализа геолого-промысловых данных выявлена аномалия кривых восстановления давления, для учета которой предложена новая гидродинамическая схема геологического объекта и метод интерпретации таких кривых.

Теоретическая и практическая значимость работы.

Создана методика определения адресности закачки, количественной оценки ее непроизводительного объема и степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами.

Предложен способ (Пат. 2441154 РФ) и разработано устройство (Пат. 96915 РФ) для испытания продуктивных пластов на предмет их гидравлического взаимовлияния. В результате их использования подтверждено, что изменение давления соответствует геологическому представлению о наличии в отложениях турнейского яруса залежей пластово-сводового типа. Учет этого обстоятельства при соответствующем выборе проектного забоя и интервалов вторичного вскрытия пластов позволяет эффективно управлять процессом заводнения.

Устройство внесено в государственный реестр средств измерений, имеет сертификат соответствия и используется в качестве самостоятельного узла при контроле процесса разработки в случае одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и добычи (ОРД) однолифтовыми компоновками на объектах нефтяных компаний РТ (Пат. 2511077 РФ, Пат. 127125 РФ).

Выявлена аномалия кривых восстановления давления, для учета которой предложена новая гидродинамическая схема геологического объекта и метод интерпретации таких кривых.

Полученные выводы учтены при регулировании процесса разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах Онбийского, Демкинского,

Мельниковского, Енорусскинского, Черёмуховского и Киязлинского месторождений, что способствовало снижению эксплуатационных затрат и поддержанию уровней добычи.

Методология и методы исследования.

Решение поставленных задач основывалось на техническом конструировании, натурном промысловом экспериментировании на основе специально разработанных автором программ гидродинамических исследований (ГДИ) и геолого-фильтрационном моделировании. Основные защищаемые положения.

1. Методика определения адресности закачки, количественной оценки ее непроизводительного объема и степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами.

2. Методика проведения внутрискважинной гидроразведки продуктивных пластов с целью определения их гидродинамического взаимовлияния.

3. Метод интерпретации выявленной аномалии кривых восстановления давления.

Достоверность результатов. Экспериментальные данные, приведенные в работе, получены посредством сертифицированного оборудования. Расчеты выполнялись на моделях, построенных на законах сохранения массы, количества движения и энергии. Точность численных результатов подтверждается многовариантными тестовыми расчетами, а также качественным и количественным совпадением результатов с экспериментальными данными. Полученные теоретические выводы подтверждаются на практике.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на следующих конференциях и совещаниях: научно-практической конференции, посвященная 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2010 г.); IV международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (ОАО «ВНИИнефть им. Академика А.П. Крылова», г. Москва, - 2013 г.); международной научно-практической конференции «Трудноизвлекаемые и

нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы» (г. Казань, 2014 г.); VII Всероссийской конференции «Актуальные проблемы прикладной математики и механики», посвященная памяти академика А.Ф. Сидорова (Абрау-Дюрсо, 2014 г.); научно-технических совещаниях в формате круглого стола по обмену опытом малых нефтяных компаний (МНК) РТ с участием ведущих специалистов компаний.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, из них 6 статей в журналах, рекомендованных ВАК, 4 статьи в сборниках трудов конференций, 3 патента на изобретения, 2 — на полезные модели.

Личный вклад автора. Автор лично участвовал в постановке задач, продиктованных необходимостью решения выявленных руководителями геологических служб недропользователей проблем разработки месторождений. Экспериментальные данные, используемые в диссертации, получены под руководством автора (разработка программ, схем исследований, их методическое сопровождение), и при прямом участии автора в промысловом эксперименте. При этом часть данных получена с использованием способа и устройства, в создании которых автору принадлежит постановка задачи и руководство при разработке.

В части задач геолого-фильтрационного моделирования автором произведена формализация выявленных проблем разработки, схематизация объекта и осуществлялось непосредственное руководство процессом моделирования.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Работа изложена на 151 страницах, содержит 95 рисунков, 2 таблицы. Список литературы состоит из 108 наименований.

Автор выражает благодарность и признательность своему научному руководителю, д.т.н. Ильгизару Нургизаровичу Хакимзянову за консультации и содействие в выполнении диссертационной работы; д.ф.-м.н. Анатолию Ивановичу Никифорову за консультации в области математического

моделирования; руководителю геологической службы ЗАО «ТАТЕХ» Резиту Раисовичу Минебаеву и руководителю геологической службы ОАО «РИТЭК» -ТПП «ТатРИТЭКнефть» Николаю Валерьевичу Нефёдову за четкое описание выявленных ими проблем разработки, детальный и скрупулезный анализ предоставляемых отчетных материалов, практические советы и содействие при решении множества организационных вопросов, неизбежно преследующих натурные промысловые эксперименты, которые производились и производятся на курируемых ими объектах многие годы. И всем коллегам, которые поддерживали мои начинания и помогали в них.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность тематики работы, ее цель, формулируются основные задачи исследования и методы их решения, приводится научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе приведено описание объекта исследований.

Показаны основные черты сходства и различия особенностей строения башкирских и турнейских резервуаров, влияющих на процесс их разработки.

Приведены данные, которые свидетельствуют о том, что в турнейской и башкирской толще, помимо массивных залежей, отмечаются залежи пластово-сводового типа. При этом на одном и том же поднятии залежь антиклинального типа располагается над массивной залежью. Учет этого обстоятельства при проектировании забоя нагнетательной скважины и регулировании заводнения способен дать ощутимый эффект в виде дополнительной добычи, что проиллюстрировано на примере одной из турнейских залежей.

Во второй главе перечислены использованные в работе методы исследований нефтевмещающих резервуаров.

Обсуждены предложенные автором диссертации способ и разработанное устройство для испытания продуктивных пластов на предмет их гидравлического взаимовлияния.

Отмечено, что предложенный способ и устройство могут быть использованы при изучении гидродинамической связи между турнейскими и бобриковскими отложениями во врезовых зонах, между характерными комплексами, выделяемыми в толще турнейского яруса, а также между нефтенасыщенными пластами (Сбш-2 и Сбш-1) в объеме башкирского резервуара.

Рассмотрены способ и установка, разработанные с участием автора, для контроля выработки запасов нефти при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых месторождений однолифтовыми компоновками.

Показано, что существенной зависимости скорости звука в газовой среде над уровнем скважинной жидкости от затрубного давления не наблюдается, т.е. скорость звука в большей мере зависит от состава газа и близка к константе для каждой из исследованных скважин. Это необходимо учитывать при косвенных пьезометрических наблюдениях.

Выполнено сравнение особенностей межскважинной гидроразведки при изучении терригенных коллекторов Западно-Сибирской НГП и карбонатных коллекторов Волго-Уральской НГП, которое свидетельствует о сложности как процессов фильтрации в карбонатных коллекторах, так и их гидродинамического изучения, особенно в части предварительной математической обработки фактического материала исследований, для которой предлагается специально разработанный алгоритм.

Сопоставлением материалов прямых и косвенных пьезометрических замеров при ГДИ показано, что возможно принципиальное видоизменение кривых восстановления давления (КВД), полученных косвенным методом, что необходимо учитывать при их интерпретации.

В третьей главе описываются выявленные особенности разработки нефтяных залежей в турнейских и башкирских отложениях на ряде малопродуктивных месторождений РТ. Приводится краткое описание рассмотренных залежей, материалы гидродинамического изучения, обсуждаются полученные результаты.

В п. 3.1. рассматриваются особенности разработки нефтяных залежей в турнейских отложениях Онбийского месторождения.

По характеру поведения давления (КПД/КВД) и его значениям на больших временах все скважины, охваченные ГДИ, разбиваются на пять групп (рис. 1). Первые три группы характеризуют скважины нагнетательного фонда (КПД), четвертая - водозаборные (КВД), пятая - добывающие (КВД).

КПД нагнетательной скв. Л»

11163 -(27%) 11471 - (56%) 11304 -(17%)

4 - КВД водозаборной скв. 11476 заволжского горизонта

5 - КВД добывающей скв. 11139

200

400 600

I, час

Рисунок 1 - Типичные КПД и КВД

Установлено, что:

- для группы 1, к которой отнесены 27% скважин нагнетательного фонда, характерны асимптоты КПД в среднем на уровне 12 МПа и стремительный темп падения давления до уровня, приблизительно на 1 МПа выше гидростатического давления;

- давление в нагнетательных скважинах, отнесенных к группе 2, интенсивно снижаются и устанавливаются на уровне гидростатического давления в 11 МПа, что характерно для 56% скважин нагнетательного фонда;

- группа 3, к которой отнесено 17% скважин нагнетательного фонда, характеризуется низким темпом падения давления, асимптотическое значение давления которого ниже гидростатического;

- группа 4 является типичной для водозаборных скважин заволжского надгоризонта (относящегося к единой водоносной саргаевско-турнейской

системе), давление в которых восстанавливается до гидростатического за 5 - 72 часа;

- для КВД скважин добывающего фонда (группа 5) характерен низкий темп роста давления с его асимптотическим значением ниже гидростатического. Так, например, одна из скважин была остановлена на запись КВД сроком на один год, и в течение всего этого времени наблюдался монотонный рост давления.

Выявлено, что при гидроразведке межскважинных интервалов, в которой участвовали добывающие и нагнетательные скважины, корреляция между давлениями на линии отбора и нагнетания отсутствует (за исключением одного случая). При этом сами нагнетательные скважины, удаленные друг относительно друга на расстояние 800м, испытывают взаимовлияние.

К единичному случаю относится межскважинный интервал скважин №№11304 — 11316. Нагнетание ведется в скважину №11304, дренирующую два характерных комплекса кизеловско-черепетский и упино-малевский по схеме одновременно-раздельной закачки. Реакция отмечена на скважине №11316 при закачке в кизеловско — черепетский комплекс (рис. 2).

Показано, что, согласно истории разработки скважины №11316, пуск в работу нагнетательной скважины №11304 в 2007 году приводит к росту забойного давления и обводненности скважинной продукции, при этом дебит по нефти снижается.

Внутрискважинной гидроразведкой, произведенной на скважине №11304, выявляется отсутствие перетоков в ее окрестности через плотную перемычку, разделяющую кизеловско-черепетский и упинско-малевский комплексы (рис. 3).

Рисунок 2 - Реакция добывающей Рисунок 3 - Фактический материал скважины №11316 на закачку внутрискважинной гидроразведки в

скважиной №11304 в скважине №11304

кизеловско - черепетский комплекс

Фиксируются самые низкие значения пластовых давлений (4-^5 МПа при первоначальном 11,0 МПа) в добывающих скважинах на третьем участке (в активной разработке с 1993 года), который исторически характеризуется самыми большими объемами закачки (накопленный коэффициент компенсации более 200%), а самые высокие (10 МПа) — на девятом (в активной разработке с 1998 года), исторически характеризуемом самыми малыми объемами закачки (накопленный коэффициент компенсации менее 50%).

Показано, что полное отключение системы поддержания пластового давления на втором и девятом участке на срок более двух лет не повлияло негативно на производственные показатели скважин №№11189, 11316, расположенных на этих участках. При этом давление в пьезометрической скважине второго участка не снижается, а наоборот возрастает на 0,4 МПа и составляет 9,9 МПа.

В п. 3.2 рассмотрены особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Демкинского поднятия Демкинского месторождения.

Установлено, что:

- для кривых восстановления забойного давления добывающих скважин характерен высокий темп роста, в некоторых скважинах давление фактически полностью восстанавливается в течение двух - трех недель;

- время выхода скважин на квазистационарный режим после остановки на запись КВД и при многорежимных исследованиях варьируется от одной недели до полугода и более. Некоторые скважины и вовсе не выходят на режим при наблюдениях порядка одного года;

- при расстоянии между забоями добывающих скважин 200 м, единичном воздействии продолжительностью 14 сут. и времени наблюдения за реакцией системы более двух месяцев откликов на воздействие при гидроразведке межскважинных интервалов не выявляется.

Несмотря на то, что залежь разрабатывается на естественном режиме более 10 лет, ее производственные показатели высоки.

В п. 3.3 рассматриваются особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Рыбного поднятия Мельниковского месторождения.

Показано, что:

- разработка залежи характеризуется интенсивным темпом снижения дебитов и забойных давлений при низком темпе роста обводненности продукции скважин;

- после организации закачки вытесняющего агента ее явного влияния на динамику дебитов и забойных давлений не выявлено.

В п. 3.4 рассматриваются особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Шомыртлинского поднятия Черемуховского месторождения.

Показано, что:

- разработка залежи характеризуется интенсивным темпом снижения дебитов и забойных давлений при низком темпе роста обводненности продукции скважин;

- несмотря на активное развитие системы поддержания пластового давления, ее явного влияния на процесс нефтеизвлечения не выявлено.

В п. 3.5 рассматриваются особенности разработки залежи нефти в башкирских отложениях Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения.

Приводится обнаруженная трансформация вида КВД в процессе разработки башкирских отложений, содержащих высоковязкую нефть, которая не допускает интерпретации на основе классических гидродинамических моделей.

Четвертая глава посвящена интерпретации и моделированию особенностей разработки нефтяных залежей в турнейских и башкирских отложениях.

В п. 4.1 приводится интерпретация особенности разработки нефтяных залежей в турнейских отложениях Онбийского месторождения.

Устанавливается связь между КПД нагнетательных скважин, отнесенных к различным типовым группам, и геологическим строением их окрестностей.

Предлагаются гидродинамические схемы течения закачиваемого агента, объясняющие отсутствие влияния заводнения на процесс нефтеизвлечения. Согласно предлагаемым схемам, отсутствие влияния вызвано поглощением закачиваемой воды нижележащими водоносными системами несопоставимо большей проницаемости и емкости. В единичных случаях в этом могут участвовать и водоносные пропластки в вышележащих бобриковских отложениях. Паразитному оттоку закачиваемого агента может способствовать трещиноватость коллектора, образование кондуитов, связывающих продуктивный пласт с водонасыщенным коллектором, и кольматация пласта в окрестности нагнетательных скважин.

В п. 4.2 приводится результат моделирования особенностей разработки турнейских отложений Демкинского поднятия Демкинского месторождения, осуществляется интерпретация кривых восстановления забойного давления.

Установлено, что:

- высокий темп восстановления забойного давления и высокие производственные показатели разработки залежи являются следствием сравнительно высокой проницаемости коллектора (=0,2 мкм2), успешными обработками призабойных зон (среднее значение проницаемости пласта в ближней зоне = 3,6 мкм2 при расстоянии от забоя скважин до границы зоны = 7

м), хорошей работой естественного водонапорного режима и большими значениями эффективных нефтенасыщенных толщин (достигают 40 м);

- невозможность вывода ряда скважин на квазистационарный режим при времени наблюдения порядка одного года является следствием ввода в эксплуатацию новых скважин, пробуренных между скважинами, на которых производились многорежимные исследования. Длительность установления депрессионных воронок составляет 3-4 года. При этом забойные давления снижаются на = 2 МПа, а значения дебитов скважин по жидкости остаются неизменными;

отсутствие реакции системы на единичное воздействие продолжительностью 14 сут. при расстоянии между забоями добывающих скважин = 200 м и времени наблюдения за реакцией системы более двух месяцев объясняется высокой упругоемкостью пласта.

Модельными расчетами показано, что эффективность перевода скважин под нагнетание низка даже в наиболее благоприятном для заводнения случае, когда кольматации призабойной зоны пласта и образования кондуитов не происходит, т.е. весь внедряемый агент адресно поступает в продуктивный пласт без оттоков под залежь. Перевод скважин под нагнетание обеспечивает прирост по добыче нефти лишь первые годы с последующим быстрым ростом обводненности продукции вследствие прорыва воды по наиболее проницаемым пропласткам.

В п. 4.3 рассматриваются результаты моделирования особенностей разработки турнейских отложений Рыбного поднятия Мельниковского месторождения в рамках упрощенной двумерной двухфазной фильтрационной модели, и в рамках трехмерной двухфазной фильтрационной модели, детально учитывающей фактическое геологическое строение залежи.

Предлагается модель двухмерной двухфазной фильтрации, учитывающая сброс закачиваемой воды в подстилающие водоносные пласты. Предполагается, что коллектор пронизан сетью трещин, которые в зоне ВНК способны смыкаться и размыкаться при некотором критическом давлении, превышающем

гидростатическое давление. Если давление закачки превышает критическое, то трещины раскрываются, а это сопровождается частичным сбросом закачиваемой воды через переходную зону ВНК в подстилающие водоносные пласты.

Показывается, что циклический режим заводнения при наличии частичного стока внедряемого агента под нефтяную часть залежи предпочтительнее непрерывной закачки. Этот факт стимулирует дальнейшее развитие теории и практики нестационарного заводнения, которое до сих пор использовалось, главным образом, для продления безводного режима работы добывающих скважин.

Геолого-фильтрационным моделированием залежи в рамках трехмерной двухфазной модели, детально учитывающей фактическое геологическое строение залежи, показывается, что, помимо учета оттока закачиваемого агента под залежь, необходимо введение низкой гидродинамической связи нефтяной части залежи с законтурной областью (рис. 4).

На рис. 4 кривые имеют следующие значения: вариант 1 - оттоков нет, связь с законтурной областью не затруднена; вариант 2 — частичный отток, связь с законтурной областью не затруднена; вариант 3 - частичный отток, связь с законтурной областью затруднена.

Затруднению связи физически может соответствовать наличие слабоподвижной окисленной нефти в зоне водонефтяного контакта с измененными реологическими свойствами.

В п. 4.4 рассматриваются результаты моделирования особенностей разработки турнейских отложений Шомыртлинского поднятия Черемуховского месторождения.

;- в

£ 6 го

4

ю ее П

2

•*- Давление замеренное манометром — Оценка давления посредством эхолоции

—- Модельный расчет (вариант 1) Модельный расчет (вариант 2) -•- Модельный расчет (вариант 3)

аар.З

18.01 05 10.09.06 02.05.08 23.12.09

Рисунок 4 - Расчетное и фактическое давление по скважине №2509

Показано, что интенсивный темп снижения дебитов и забойных давлений при низком темпе роста обводненности продукции скважин, а также отсутствие явного влияния заводнения на процесс нефтеизвлечения является следствием (рис. 5):

- затрудненной связи нефтяной части залежи с подстилающим водонапорным горизонтом;

- оттоков закачиваемого агента под залежь. Процент оттока, по результатам моделирования, в среднем по залежи составил 69%.

На рис. 5 кривые имеют следующие значения: 1 - факт - фактическое среднее забойное давление по скважинам залежи; 2 - база - оттоков нет, связь с законтурной областью не затруднена; 3-част. отток-частичный отток, связь с законтурной областью не затруднена; 4-100% отток - полный отток, связь с законтурной областью не затруднена; 5-окисл. нефть + част, отток — частичный отток, связь с контуром затруднена.

Модельными расчетами устанавливается, что двукратное снижение приемистостей нагнетательных скважин при сложившейся системе разработки предпочтительнее, нежели их увеличение в 3,5 раза. Так же малоперспективен дополнительный перевод скважин под нагнетание.

02.01.02 01.12.04 01.11.07 01.10.10 01.09.13

01.01.04 31.12.05 01.01 08 31.12.09 01.01.12 31.12.13

Рисунок 5 - Адаптация модели залежи а) - по расходным характеристикам, б) - по давлениям

В п. 4.5 рассматриваются результаты моделирования особенностей разработки башкирского яруса Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения.

Предложена гидродинамическая схема объекта и математическая модель для объяснения обнаруженной трансформации вида КВД в процессе разработки башкирской залежи. Предполагается, что, помимо основного набора гидродинамически взаимосвязанных пропластков, залежь содержит ряд изолированных, либо слабо связанных с основным коллектором объектов (линз).

Обосновано, что вид КВД определяется свойствами линзы, информация о пространственных размерах которой, как правило, отсутствует, поэтому использование КВД для определения фильтрационных параметров пласта становится невозможен.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе гидродинамических исследований межскважинного пространства, статистического анализа данных, изучения поведения давления в нагнетательных скважинах после их остановки и геолого-фильтрационного моделирования создана методика определения адресности закачки, количественной оценки ее непроизводительного объема и степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными

комплексами. Эта связь в ряде случаев оказывается ослабленной, что принципиально и негативно влияет на технологические показатели процесса разработки.

2. Предложен новый метод и техническое решение для испытания продуктивных пластов на предмет их гидродинамического взаимовлияния, которыми выявлено, что встречаются отложения турнейского яруса, в которых изменение давления соответствует геологическому представлению о наличии в них залежей пластово-сводового типа. Учитывая это при проектировании забоя нагнетательной скважины, при регулировании заводнения можно приостановить снижение дебитов по нефти добывающих скважин ее окружения.

3. Посредством гидродинамических исследований окрестностей скважин и статистического анализа геолого-промысловых данных выявлена аномалия кривых восстановления давления, для учета которой предложена новая гидродинамическая схема геологического объекта и метод интерпретации таких кривых.

4. Установлено, что оттоки закачиваемого агента в подстилающие залежь водоносные комплексы не способствуют существенному росту в них давления и, следовательно, подъему уровня ВНК.

5. Гидродинамическим моделированием воспроизведены выявленные случаи существенного снижения дебитов и пластовых давлений при 100% (и выше) компенсации заводнением.

6. По результатам гидродинамического моделирования подтверждены преимущества циклического заводнения как способа сокращения доли оттоков закачиваемого агента под нефтяную часть залежи.

7. Показаны перспективы сокращения репрессии при закачке и перевода скважин под нагнетание, возможность в некоторых случаях полного отказа от системы заводнения.

8. Применение полученных в работе результатов в разработке рассмотренных нефтевмещающих резервуаров позволило снизить эксплуатационные затраты, способствовало поддержанию уровней добычи, в

том числе, за счет регулирования заводнения. Изложенный материал может быть учтен при регулировании и проектировании разработки залежей нефти в башкирских и турнейских отложениях и на других малопродуктивных месторождениях Республики Татарстан.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

Статьи в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, входящих в перечень ВАК:

1. Калмыков, A.B. Применение гидропрослушивания методом ФВД для определения гидродинамических параметров пласта / A.B. Калмыков, В.П. Метелев, В.В. Терентьев // Каротажник. - 2006. - № 1 (142). - С. 23-36.

2. Современное состояние работ по применению заводнения на месторождениях НГДУ «ТатРИТЭКнефть» / Н.М. Равзутдинов, A.B. Калмыков, Н.В. Нефедов, Ф.А. Бурганова // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №2. - С. 12-14.

3. Об аномальных кривых восстановления забойного давления в сложнопостроенных залежах высоковязких нефтей на примере месторождений НГДУ «ТатРИТЭКнефть» / Н.В. Нефёдов, A.B. Калмыков, А.Г. Егоров, А.Б. Мазо // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №3. - С. 37-39.

4. Мониторинг турнейской залежи мельниковского месторождения средствами пьезометрии и фильтрационного моделирования / Н.В. Нефёдов, М.Ю. Гарнышев, А.Г. Егоров, A.B. Калмыков, А.Б. Мазо // Георесурсы. - 2011. -№ 1 (37). - С. 23-26.

5. Об эффективности заводнения нефтяных залежей в турнейских отложениях (на примере объектов разработки ЗАО «ТАТЕХ») / A.B. Калмыков, P.P. Минебаев, P.M. Мартынчук, А.И. Никифоров // Георесурсы. - 2013. - № 3 (53). - С. 17-20.

6. Особенности разработки и моделирования малых месторождений, приуроченных к массивным залежам карбонатного типа (на примере объектов ОАО «РИТЭК» - ТПП «ТатРИТЭКнефть») / Н.В. Нефёдов, В.Б. Карпов, A.B. Калмыков, А.И. Никифоров // Георесурсы. - 2014. - № 2 (57). - С. 8 - 12.

7. Пат. 2416719 РФ, МПК Е21В47/06, Е21В49/00. Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта / A.C. Якимов,

B.Б. Карпов, В.И. Кокорев, A.B. Калмыков, A.A. Давлетшин, A.B. Кулагин, Н.В. Нефёдов, Н.М. Равзутдинов (РФ); Заявлено 03.12.09; Опубл.: 20.04.2011. Бюл. № 11.

8. Пат. 2441154 РФ, МПК Е21В49/00. Способ испытания продуктивных пластов на предмет их гидравлического взаимовлияния / A.B. Калмыков, A.A. Давлетшин (РФ); Заявлено 08.07.10; Опубл.: 27.01.2012. Бюл. № 3.

9. Пат. 2511077 РФ, МПК G01F25/00. Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар / В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, В.И. Дарищев, Н.В. Нефедов, С.А. Харланов, С.Н. Тимочкин, A.A. Давлетшин, A.B. Калмыков (РФ); Заявлено 19.10.12; Опубл.: 10.04.14.Бюл. № 10.

10. Пат. 96915 РФ, МПК Е21В47/06. Устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины / A.C. Якимов, В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, A.B. Кулагин, Н.В. Нефёдов, A.B. Калмыков, A.A. Давлетшин, С.Н. Тимочкин, А.Я. Неткач (РФ); Заявлено 27.01.10; Опубл.: 20.08.2010.

И. Пат. 127125 РФ, МПК Е21В47/00. Установка для оценки объемного дебита продукции объекта разработки при наличии динамического уровня жидкости в скважине / В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, В.И. Дарищев, Н.В. Нефедов,

C.А. Харланов, H.H. Лемешко, A.A. Давлетшин, A.B. Калмыков (РФ); Заявлено 26.11.12; Опубл.: 20.04.13.

Публикации в других научно-технических изданиях:

12. Калмыков, A.B. Площадное пьезометрирование как реперная сеть для фильтрационного моделирования / A.B. Калмыков, P.P. Минебаев // Сборник докладов науч.-практ. конф., посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть», 2010 г., г. Альметьевск. - Том 2. - С. 133-137.

13. Оценка эффективности заводнения массивных залежей в карбонатных коллекторах турнейских отложений / A.B. Калмыков, P.P. Минебаев, P.M. Мартынчук, А.И. Никифоров // Теория и практика применения методов

увеличения нефтеотдачи пластов: сб. докл. IV Междунар. науч.- симп. г. Москва, 18-19 сент. 2013 г. - Москва: ОАО «ВНИИнефть им. Академика А.П. Крылова», 2013.-Том 1. - С. 62-66.

14. Особенности заводнения массивных залежей в карбонатных коллекторах (на примере объектов разработки ЗАО «ТАТЕХ») / A.B. Калмыков, P.P. Минебаев, P.M. Мартынчук, А.И. Никифоров // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Междунар. науч.-практ. конф., г. Казань, 3-4 сент. 2014 г. - Казань: Фэн, 2014. - С. 240-244.

15. Никифоров, А.И. Об использовании неструктурированных сеток при решении задач двухфазной фильтрации / А.И. Никифоров, A.B. Калмыков // Актуальные проблемы прикладной математики и механики: тез. докл. VII Всерос. конф. посвященная памяти академика А.Ф. Сидорова, г. Абрау-Дюрсо, 15-20 сент. 2014 г. - Екатеринбург: УрО РАН, 2014. - С. 44-45.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на HP CLJ СМ6040(2), Ricoh 3045

тел.: (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 08.07.2015 г. Заказ № 08071501, Тираж -100 экз.