Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Интенсификация выработки запасов повышением адресности мероприятий за счет уточнения распределения свойств пласта

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация выработки запасов повышением адресности мероприятий за счет уточнения распределения свойств пласта"

На правах рукописи

МАХМУТОВ АЛМАЗ АКСАНОВИЧ

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ПОВЫШЕНИЕМ АДРЕСНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ЗА СЧЕТ УТОЧНЕНИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма-2015 005562074

9 СЕН

005562074

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Гильманова Расима Хамбаловна

Официальные оппоненты: — Никифоров Анатолий Иванович,

доктор физико-математических наук, профессор, ФГБУН Институт механики и машиностроения КазНЦ РАН лаборатория математического моделирования процесс фильтрации, заведующий лабораторией

- Зарипов Мустафа Салихович,

кандидат технических наук, ЗАО «Алойл», главный инженер

Ведущая организация: - Башкирский государственный университет

Защита состоится 8 октября 2015 г. в 1400 часов на заседании диссертационног совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефт! (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля Д. 32.

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

Автореферат разослан «29» августа 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

¿^Ь

Львова Ирина Вячеславовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Существующая на сегодняшний день исходная информация о состоянии строения залежей и продуктивных пластов, которая накапливалась в процессе эксплуатации месторождения на разных стадиях разработки, характеризуется различной степенью достоверности и методами их получения, что объясняется следующими факторами. Одними из важнейших факторов являются: отсутствие однообразия применяемых методик формирования и обработки исходной информации для разных стадий разработки, которым соответствовали различные способы получения первичных данных о строении и эксплуатации месторождений; на разных стадиях использовалась аппаратура получения информации с различной точностью.

Поэтому многие объекты нефтедобычи находящиеся на поздней стадии разработки, являются не в полной мере изученными, а именно, недостоверно обоснованы и установлены закономерности формирования и развития залежей углеводородного сырья (УВС); извлекаемые запасы в многопластовых месторождениях не соответствуют уточненному расчетному значению по пластам из-за низкой точности их определения.

За счет некорректного представления о геологическом строении объекта сырьевая база таких месторождений используется недостаточно эффективно и их добывные возможности реализуются не в полном объеме. В связи с этим необходимо более детальное изучение и уточнение характеристик нефтяных месторождений для оценки фактических запасов нефти, в частности, распределение и объемы остаточных ранее неизвлекаемых запасов.

Для достижения наибольшей эффективности проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) на многопластовых месторождениях нефти, перешедших на позднюю стадию разработки, детализация геологического строения месторождения с обоснованием и уточнением запасов нефти по объектам разработки является задачей актуальной и востребованной.

Степень разработанности темы.

Для увеличения эффективности ГТМ по выработке остаточных запасов на многопластовых месторождениях нефти необходима разработка подходов по увеличению достоверности и точности построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей. Одним из путей повышения достоверности и точности является совершенствование методов уточнения и обработки исходной геолого-промысловой информации. Научные подходы в совершенствовании методов обработки геолого-промысловой информации и уточнения

базы данных для дальнейшего формировании соответствующих ГТМ по выработке трудно-извлекаемых запасов заложены трудами таких ученых, как P.A. Валиуллин, Р.Х. Гильмано-ва, Р.Н. Дияшев, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, И.А. Ларочкина, Р.Х. Низаев, А.Ш. Рама-занов, Р.Г. Сарваретдинов. Значительный вклад в развитие теоретических и практических основ управления разработкой нефтяных месторождений на поздней стадии внесли И.М. Бакиров, Р.Н. Бахтизин, И.В. Владимиров, А.Т. Зарипов, Н.Г. Ибрагимов, А.Х. Мир-заджанзаде, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, A.B. Насыбуллин, H.H. Непримеров, М.М. Ха-санов, Н.И. Хисамутдинов. Однако в трудах вышеперечисленных ученых не рассматриваются такие вопросы, которые находятся в тесной связи с процессами, протекающими в пласте и скважине при выработке остаточных запасов, как влияние неоднородности пласта на величину средней проницаемости, уточнение поправок абсолютных отметок в наклонных скважинах многопластовых объектов с целью наиболее полного охвата всего фонда скважин в трехмерных моделях. С учетом этого, перспективным направлением исследований является совершенствования методов уточнения первичной геолого-промысловой информации и методик построения трехмерных моделей объекта, на основе которых будут разработаны соответствующие ГТМ.

Цель работы заключается в совершенствовании методов оценки накопленной первичной геолого-промысловой информации, на базе которых будут уточняться характеристики и параметры сложнопостроенных залежей для дальнейшего определения величины остаточных запасов, и их использования при формировании эффективных ГТМ.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи исследований:

1. Обзор и анализ опубликованных работ о методах и подходах уточнения параметров геологического строения залежей и месторождений нефти, находящихся в поздней стадии разработки.

2. Исследование причин недостаточной объективности исходной информации, полученной в различное время, что привело к снижению точности выработки запасов и низкой эффективности ГТМ, выявленной по результатам анализа состояния разработки нефтяных месторождений.

3. Разработка новых методик оценки и обработки исходных геолого-промысловых данных и доказательство достоверности полученных результатов геологической и гидродинамической ЗД моделей.

4. Совершенствование методов построения уточненной геологической и гидродинамической моделей с максимально возможным использованием всего набора промысловой информации.

5. Разработка рекомендаций для формирования уточненных ГТМ с целью эффективной выработки и ввода новых остаточных запасов нефти в разработку.

Научная новизна результатов работы.

1. Предложен способ внесения поправок на абсолютные отметки наклонных скважин в многопластовых месторождениях Западной Сибири с учетом всех пластов по принятым уточненным уровням водонефтяного контакта с новым методом оценки статистической погрешности расчета абсолютных отметок по инклинометрии и структуре поверхности.

2. Предложено решение задачи идентификации фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований скважин с учетом послепритока.

3. Получена зависимость изменения коэффициента водонасыщенности пласта от его фильтрационно-емкостных свойств и отметок относительно зеркала чистой воды для условий Северо-Покурского месторождения.

4. Сопоставлены результаты применения различных методик построения поля проницаемости для двумерной и трехмерной моделей пласта, на основе которых впервые предложены способы построения карты проницаемости и куба, учитывающие поправки на неоднородность ячеек двумерной и трехмерной сетки соответственно.

Теоретическая и практическая значимость.

1. Разработана методика расчета и перераспределения поправок на абсолютные отметки для наклонных скважин в многопластовых месторождениях по данным наименьших и наибольших допустимых значений абсолютных отметок.

2. Разработана методика моделирования куба нефтенасыщенности сложнопостро-енных залежей с переходной зоной «нефть-вода» путем использования вспомогательного куба индекса насыщения коллектора и трендового куба нефтенасыщенности.

3. Разработаны методики построения карты и куба проницаемости, учитывающие поправки на неоднородность ячеек двумерной и трехмерной сетки соответственно и позволяющие выявить искаженные зоны, что увеличило достоверность определения фильтрационного сопротивления по пластам и энергетических показателей вытеснения нефти из неоднородных пластов.

4. Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических мероприятий в технологиях разработки залежей нефти с трудноизвле-каемыми запасами, а также в качестве инженерно-технологических методик при уточнении достоверности промысловой информации, прогнозировании остаточных извлекаемых запасов и выборе ГТМ для их выработки на месторождениях Западной Сибири, Оренбургской области и Татарии.

5. От внедрения разработанных рекомендаций на Северо-Покурском месторождении в период с февраля по июль 2014 г. дополнительная добыча нефти по участку составила 1470 тонн нефти, при этом получен экономический эффект в размере 1,6 млн. рублей.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и результатов обработки статистической информации, характеризующие нефтяной объект. Для изучения и анализа использовались данные измерений в скважинах, статистические данные характеризующие объект, результаты оценки исходной геолого-промысловой информации с созданием новых методик обработки и анализа информации. При этом широко применялись методы математического моделирования пластовых систем с обобщением промышленных испытаний.

Основные защищаемые положения.

1. Методика расчета и перераспределения новых поправок на абсолютные отметки для скважин в многопластовых месторождениях.

2. Методика моделирования куба нефтенасыщенности сложнопостроенных залежей с переходной зоной «нефть-вода» путем использования вспомогательного куба индекса насыщения коллекторов и трендового куба нефтенасыщенности.

3. Методики построения карты и куба проницаемости, учитывающие поправки на неоднородность ячеек двумерной и трехмерной сетки пласта соответственно.

Достоверность результатов.

Достоверность полученных результатов достигалась путем анализа результатов обработки статистической информации высокой представительности, путем применения современных методов математического моделирования и численного исследования на ПЭВМ и апробации результатов на промысловых объектах.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной школе конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании» (г. Уфа, 2011 г.), на V молодежной научно-практической конференции «Промысловая геофизика: проблемы и перспективы» (г. Уфа, 2013 г.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014» (г. Уфа, 2014 г.), на XIV Международной научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIV Российского энергетического форума «Зеленая энергетика», XX Юбилейной специализированной выставки «Энергосбережение. Электротехника. Кабель» и Международной выставки «Энергетика ШОС» (г. Уфа, 2014 г.), на семинаре главных инженеров и специалистов ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по вопросам уточнения геологической и гидродинамической ЗД моделей, уточнения подсчетных параметров в коллекторах с рябчиковым типом строения (г. Мегион, 2013-2014 гг.).

Публикации и личный вклад автора.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, в том числе восемь статей в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, из них одна статья опубликована самостоятельно.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, а также организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем диссертации.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 102 наименования. Работа изложена на 110 страницах машинописного текста, содержит 40 рисунков и 4 таблицы.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Р.Х. Гильмановой, а также д.т.н., профессору Н.И. Хисамутдинову, к.т.н. Р.Г. Сарваретди-

нову, к.т.н. Д.К. Сагитову за полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении определены основные задачи исследования, цель диссертационной работы, научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность и апробация работы.

В первой главе проанализировано состояние изученности исследуемой проблемы. Отмечено, что в условиях высокой степени выработанности запасов нефти успешность проводимых и планируемых ГТМ в районах с развитой инфраструктурой, направленных на до-извлечение остаточных запасов нефти, а также на вовлечение в разработку ранее недрени-руемых запасов, связана с достоверностью принятой геологической модели, описывающей строение разрабатываемых месторождений (объектов нефтедобычи). Эти месторождения характеризуются тем, что в процессе эксплуатации нередко выявляется проблема недоизу-ченности геологического строения объектов нефтедобычи при обработке данных геофизических исследований скважин (ГИС) на объектах, уже находящихся на поздней стадии разработки.

Доказано, что для достижения наибольшей эффективности проводимых ГТМ на разрабатываемых нефтяных месторождениях необходимо уточнение геологического строения объектов нефтедобычи с учетом всей накопленной геолого-промысловой информации, а главное, совершенствование методов обработки этой информации. Данные действия являются наиболее приоритетными и быстро реализуемыми, направленными не только на сохранение и увеличение темпов добычи нефти, но и на прирост величины вновь вводимых запасов. Об этом свидетельствуют результаты научно-практических работ и исследований, показанные в работах таких ученых-специалистов, как В.Г. Базаревская, И.М. Бакиров, И.В. Владимиров, В.П. Гаврилов, Р.Х. Гильманова, Р.Н. Дияшев, В.А. Иктисанов, И.А. Ла-рочкина, Р.Х. Муслимов, A.B. Насыбуллин, Р.Г. Сарваретдинов, А.Г. Телин, Н.И. Хисамут-динов.

Подробно рассмотрены и классифицированы основные причины, влияющие на достоверность определения геологического строения и уменьшающие эффективность проводимых ГТМ, как в карбонатных, так и в терригенных отложениях. В результате чего выявлено отсутствие обобщенных стандартных методов и алгоритмов уточнения геологического

строения разрабатываемых месторождений, учитывающих индивидуальные особенности каждого объекта.

Поэтому требуется совершенствование единых методов обработки первичной геолого-промысловой информации с последующим построением более достоверной трехмерной геолого-математической модели. В результате использования таких уточненных трехмерных моделей появляется возможность скорректировать должным образом систему разработки и спланировать соответствующие ГТМ по увеличению нефтеотдачи рассматриваемых объектов с интенсификацией выработки недооцененных запасов нефти.

Решение вышеизложенных проблем в данной диссертационной работе проводится путем уточнения данных обработки ГИС и фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов, в частности, карт и кубов проницаемости 2-х и 3-х мерных моделей соответственно с оценкой остаточных запасов.

Во второй главе приведены детализация строения объекта исследования и методы уточнения геолого-математической модели.

В качестве объекта исследования автором принято Северо-Покурское месторождение, которое характеризуется сложным геологическим строением. Данное месторождение содержит 28 продуктивных пластов, являющихся самостоятельными объектами разработки.

По мере изучения выбранного объекта исследования установлены основные проблемы, которые значительно усложняют процесс уточнения распределения характеристик пласта разрабатываемых залежей, в частности, недостаточный уровень достоверности первичных данных по инклинометрии. В результате чего наблюдается скачкообразное изменение уровня водонефтяного контакта (ВНК) в скважинах выше некоторого допустимого значения (погрешности в определении абсолютных отметок (АО)) в пределах одной залежи.

Для решения данной проблемы автором был разработан способ определения АО забоя, пластов и ВНК по скважинам, который направлен на повышение достоверности и уточнение первичной базы данных исследуемого объекта путем создания новой исходной откорректированной базы.

Показано, что некорректное определение геологических запасов обусловлено искажениями при определении АО в наклонных скважинах по инклинометрии (погрешности измерения искривления ствола, глубины залегания пластов, удлинения ствола и растяжение кабеля).

Разработанный способ определения АО забоя, пластов и ВНК по скважинам предусматривает построение модели определения допустимых поправок для каждого пласта и скважины в целом.

Применение метода расчета по новой методике в условиях нефтепромысла позволило ввести поправки на АО наклонных скважин, которые учитывают в совокупности соответствие всех пластов принятым уровням ВНК по вертикальным скважинам, статистической погрешности определения АО по инклинометриии, структуре поверхности.

Результаты применения данного метода расчета поправок на примере одной из скважин Северо-Покурского месторождения показаны на рисунках 1, 2 и в таблицах 1, 2, в которых отображены допустимые поправки по ВНК и возможные поправки по структуре поверхности соответственно.

Автором установлено, что скважина наклонная, допускает погрешность определения АО в промысловых условиях на глубину первого продуктивного пласта (1900 м) до ±8,3 м. Следовательно, статистический доверительный интервал, в пределах которого с вероятностью 95% возможно введение поправок на значения АО, составляет 16,6 м (рисунок 1).

Значения АО подошвы нефтенасыщенной и кровли водонасыщенной частей по пластам и значения ВНК приведены в таблице 1.

По каждому пласту рассчитываются наибольшие возможные подвижки. Так, для пласта 2 наибольшей нижней подвижкой для достижения крайнего нижнего положения пласта является (-1661,1 - (-1690))=28,9 м, подвижка вверх не ограничена. Для пласта 6 наибольшей верхней подвижкой для достижения крайнего верхнего положения пласта является (-1736,7 - (-1743,5))=6,8 м, при этом подвижка вниз не ограничена. Результаты приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Допустимые поправки по ВНК

Пласт АО Залежь ВНК Попластовые Подвижки Допустимые поправки по ВНК

подошвы кров/и подвижки по скважине Рекомен- Мкиим. А/ътерна-

нефти воды верхняя нижняя верхняя кмжняя дуемая тивная

2 -1661.1 1 -1690.0 -999.0 28.9 7.7 9.9 7.7 7.7 9.9

3 -1668.6 1 -1700.0 -999.0 31.4 7.7 9.9 7.7 7.7 9.9

4 -1686.2 1 -1700.0 -999.0 13.8 7.7 9.9 7.7 7.7 9.9

5 -1690.1 -1692.3 2 -1700.0 7.7 9.9 7.7 9.9 7.7 7.7 9.9

6 -1736.7 2 -1743.5 6.8 999.0 7.7 9.9 7.7 7.7 9.9

Рисунок 1 - Геологический разрез до введения поправки на АО в скважину

По всей скважине наибольшая верхняя допустимая подвижка равна 7,7 м, а нижняя -9,9 (обе соответствуют пласту 5). Таким образом, диапазон допустимых поправок по ВНК равен 7,7 ... 9,9 м вниз.

Значения АО кровли по всем пластам приведены в таблице 2. Там же приведены расчетные значения АО кровли пластов, определенные по соседним скважинам, без учета рассматриваемой скважины. Как видно, по всем пластам скважина находится выше соседних скважин. Отсюда диапазон возможных поправок по структуре равен 8,2 ... 13,6 м вниз.

Так как середина возможного диапазона поправок по структуре равна (8,2+13,6)/2= 10,9 м, в качестве окончательной принимается более близкая к этому значению поправка из диапазона допустимых поправок по ВНК, а именно 9,9 м вниз (рисунок 2). Зна-

л

чение этой поправки находится в пределах статистически допустимого доверительного интервала, равного 16,6 м.

Таблица 2 - Возможные поправки по структуре

Пласт АО кровли пласта Расхождение АО Возможные поправки по структуре

скважины расчетная по соседям

миним. макс.

1 -1640.1 -1652.2 12.1 8.2 13.6

2 -1663.8 -1675.9 12.1 8.2 13.6

3 -1673.3 -1682.5 9.2 8.2 13.6

4 -1686.2 -1699.8 13.6 8.2 13.6

5 -1721.0 -1730.5 9.5 8.2 13.6

6 -1736.1 -1744.3 8.2 8.2 13.6

Рисунок 2 - Геологический разрез после введения в скважину поправки +9.9 м

Для всех пластов данной скважины в результате численного анализа принимается поправка на АО, равная 9,9 м вниз. Эта поправка одновременно удовлетворяет требованиям соблюдения ВНК по всем пластам, выравнивания структуры и находится в пределах статистически допустимого доверительного интервала. С учетом выполненных подходов и уточнения геологического разреза после введения поправок в скважину АО пласта изменилась на 9,9 м (рисунок 2).

Фактические данные по апробации вышеупомянутого метода по 1160 скважинам внесены в качестве поправок на 2-х и 3-х мерные модели пласта.

Отмечено, что ранее данная процедура выполнялась вручную.

В третьей главе описаны приемы усовершенствования методик формирования трехмерных геологических и гидродинамических моделей, а также приведены результаты их применения на отдельных пластах изучаемого месторождения.

Как уже было выявлено автором ранее, продуктивные пласты объекта исследования имеют достаточно сложное геологическое строение, следовательно, при применении стандартных методик и основ в процессе трехмерного цифрового моделирования не удастся создать модель, отображающую отличительные свойства объекта исследования. Например, при расчете коэффициентов нефте- и водонасыщенностей согласно формуле Арчи-Дахнова не удается в полной мере отразить распределение характера насыщения пластов месторождений Западной Сибири, особенно в переходной зоне "нефть-вода", так как данный подход расчета насыщенности был разработан гораздо раньше, чем вступили в промышленную эксплуатацию вышеупомянутые месторождения (используемые палетки были получены для месторождений Урало-Поволжской нефтегазоносных провинций).

Совершенствование методик обработки данных ГИС автором показало, что ВНК в залежах, например, Северо-Покурского месторождения, не является ярко выраженной поверхностью, а сформировался в виде области постепенного перехода от безводной нефти к чистой воде с образованием обширной переходной зоны. Поэтому необходимо было разработать методику моделирования куба нефтенасыщенности сложнопостроенных залежей, имеющих переходную зону "нефть-вода", в результате которого получаемая геологическая модель должна максимально удовлетворять исходным данным и принятому геологическому строению.

В результате анализа и обработки исходных данных было принято, что при моделировании куба нефтенасыщенности залежей Северо-Покурского месторождения будет ис-

пользоваться J - функция (функция Леверетта от водонасыщенности) на основе данных капиллярных исследований, которая имеет следующий вид:

1 УСО5 0 ^

где / - функция Леверетта от водонасыщенности, безразмерная величина;

Рс - капиллярное давление, атм;

Япр - коэффициент проницаемости, мД;

К„ - коэффициент пористости, доли ед.;

у — поверхностное натяжение "нефть - пластовая вода", дин/см;

в - угол смачиваемости, град.

Отмечено, что данная функция (/ - функция) не является универсальным средством нормализации значений капиллярных давлений Рс по всем пробам с различными значениями пористости К„, проницаемости КПр-

При использовании ] - функции (1) автором преобразованы ряд кривых капиллярного давления Рс (ККД) по рассматриваемому коллектору в кривую отношения водонасыщенности Хв к / - функции. Затем из уравнения кривой /=/(Кв) было получено отношение между водонасыщенностью Кв, проницаемостью Кщ, и пористостью К„, причем для любой данной точки, расположенной на высоте И относительно зеркала чистой воды (ЗЧВ) для каждой условно выделенной группы коллекторов (низкопористые (Кп<20 %), среднепористые (21 %<КП <23 %), высокопористые (Кп>24 %)):

-1/Ь

(2)

Г3.183(р3 - ря)0.098/ц/^Ж

аусоэв

где рв — плотность пластовой воды в пластовых условиях, г/см3; рн - плотность нефти в пластовых условиях, г/см3; 0.098 - величина градиента давления пресной воды, атм/м; й - высота над уровнем свободной воды (ЗЧВ), м; а, Ь — коэффициенты.

Далее при создании куба нефтенасыщенности сначала создавался вспомогательный куб индекса насыщения коллекторов. Для этого определялось положение центра каждой ячейки относительно поверхности ВНК, а также уровня ЗЧВ, то есть рассматриваемая залежь делилась на три условные области: зона 1 - выше поверхности ВНК, зона 2 - между поверхностью ВНК и ЗЧВ, зона 3 — ниже ЗЧВ. Для каждой зоны задавались соответствующие интервалы изменения коэффициента нефтенасыщенности К„ (Ки тлх^гис — максимальное значение коэффициента нефтенасыщенности в базе РИГИС, Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщенности для рассматриваемых отложений):

• ДЛЯ ЗОНЫ 1 соответствует интервал (/<"н_тах_ГИС -г /Сю);

• для зоны 2 - (Кио -г 0);

• для зоны 3-0.

В итоге куб нефтенасыщенности был смоделирован с использованием вспомогательного куба индекса насыщения коллекторов и трендового куба нефтенасыщенности, полученного на основе формулы (2), с последующим введением на скважинные данные.

Проанализировав результаты сопоставления двух карт проницаемостей, построенных при использовании наиболее распространенных методик, автором была предложена методика построения карты проницаемости с учетом неоднородности пластов.

Одним из известных способов является построение карты проницаемости по сква-жинным данным (способ 1), когда для каждой скважины из базы интерпретации ГИС определяется значение проницаемости как средневзвешенное по толщине пласта-коллектора, а затем дальнейшей его интерполяцией согласно одному из соответствующих алгоритмов строится поле проницаемости.

Существует другой способ построения, когда карту проницаемости получают путем пересчета от ранее созданной карты пористости, используя формулу петрофизического уравнения корреляционной зависимости между пористостью и проницаемостью, которая применялась при формировании базы интерпретации ГИС (способ 2).

Выявлено, что применение двух вышеперечисленных способов дает существенные различия (зоны А на рисунках 3, 4). Наличие таких расхождений связано с тем, что средняя проницаемость зависит от неоднородности пласта.

Построенная по способу 1 карта проницаемости является картой проницаемости неоднородного пласта. Карта проницаемости, рассчитанная по формуле через карту пористости (способ 2), является картой проницаемости однородного пласта.

Рисунок 3 - Фрагмент карты проницаемости [мД], построенной по скважинным данным (способ 1)

Рисунок 4 - Фрагмент карты проницаемости [мД] однородного пласта (способ 2)

Основываясь на том, что средняя проницаемость неоднородного пласта не может быть ниже средней проницаемости однородного пласта, карта проницаемости однородного пласта принимается за карту «минимальных допустимых значений проницаемости» (МДЗП). Этим и объясняется недостаток построения карты способом 2, а именно, в некоторых случаях значения средней проницаемости реально неоднородного пласта в скважинах не соответствуют изолиниям на карте проницаемости однородного пласта (зоны Б на рисунке 4).

При сопоставлении двух карт, полученных вышеописанными способами, были выявлены зоны в межскважинном пространстве, в которых значение проницаемости по карте неоднородного пласта, построенной по скважшшым данным, меньше значения проницаемости по карте однородного пласта. Это и является одним из основных недостатков вышеописанного способа 1. Эти зоны представляют собой области «искажения» поля проницаемости на карте, построенной по скважинным данным, и их следует толковать как зоны однородного пласта, в которых значение проницаемости должно быть равно значению, соответствующему карте МДЗП. Области «искажения» поля проницаемости были обнаружены путем построения карты разности между картами проницаемости однородного и неоднородного пласта (зоны В на рисунке 5). В таких зонах была проведена корректировка значения проницаемости.

По полученным данным автором была предложена методика построения карты проницаемости, в результате применения которой построены карты проницаемости с учетом неоднородности для продуктивных пластов Северо-Покурского месторождения (рисунок 6).

Изучены различные способы построения куба проницаемости, а также сопоставлены результаты их применения. Наиболее применимая и распространенная методика получения куба проницаемости заключается в использовании ранее созданного куба пористости. Расчет куба проницаемости выполняется обычным пересчетом по формуле петрофизического уравнения куба пористости (способ А). Кроме того, существует другой способ, когда расчет куба проницаемости выполняется по скважинным данным детерминистическим или стохастическим способом (способ Б).

Показано, что при сопоставлении двух кубов проницаемости, полученных различными способами, были выявлены существенные различия, которые обусловлены, в основном, особенностями осреднения при переносе скважинных данных на трехмерную сетку. В результате осреднения скважинных данных образуются различные по однородности ячейки.

Рисунок 5 - Фрагмент карты разности [мД] между картами проницаемости однородного (способ 2) и неоднородного (способ 1) пластов

По аналогии с вышеописанной методикой построения карты проницаемости с учетом неоднородности пластов по проницаемости автором была предложена методика построения

куба проницаемости, учитывающая неоднородность ячеек трехмерной сетки по проницаемости.

В четвертой главе обобщены результаты применения предложенных рекомендаций при построении трехмерных геологической и гидродинамической моделей, на основе которых были разработаны соответствующие мероприятия по вовлечению в разработку недооцененных запасов нефти. Апробация рекомендаций автора по повышению эффективности применяемой системы разработки была проведена на примере одного из участка пласта АВз Северо-Покурского месторождения.

Отмечено, что в результате внесения поправок в геологическую основу фильтрационной модели пласта произошло изменение поля проницаемости коллектора (рисунок 7). Из рисунка 7 видно, что по ряду факторов выработка шла опережающими темпами из-за повышенных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), а соответственно плотность остаточных запасов по ним на текущий момент (до корректировки трехмерных моделей) была завышена.

В результате сопоставления карты плотности текущих извлекаемых запасов до построения уточненных трехмерных моделей с применением разработанных методик автора с картой плотности текущих извлекаемых запасов, полученной из уточненной фильтрационной модели (в результате применения разработанных методик), были выделены зоны недооцененных запасов нефти (рисунок 8).

Путем использования карты недооцененных запасов была проанализирована оптимальность размещения текущего фонда скважин. Так как рассмотренный пласт является объектом возврата и вскрыт множеством транзитных скважин, были выявлены возможности изменения текущей адресности воздействия минимальными капитальными затратами.

По рекомендации автора в рамках апробации было решено перевести скважины №№ 346 и 367 Северо-Покурского месторождения на рассматриваемый пласт АВз с целью повышения их продуктивности.

Оценка эффективности работы участка нефтедобычи в целом по характеристике вытеснения показала повышение удельного показателя, что позволило увеличить добычу по нефти на тонну жидкости (рисунок 9).

Разработанные методики совершенствования построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей, опробованные на объекте АВз Северо-Покурского месторождения, являются универсальными и могут быть применены на любых нефтяных много-

пластовых месторождениях для повышения эффективности применяемой системы разработки.

-500-400-Ж0-200-100 -50 -25 0 25 50 100 20!) 300 400 500 Рисунок 7 - Изменение поля проницаемости [мД] по рассматриваемому участку с учетом неоднородности коллектора

-2 -i-M.6-t.4-i .2 -I О 0.1 0.2 0.4 0,6 0.» I 1.2 1.4 1.6 !Д 2

Рисунок 8 - Результаты оценки плотности недооцененных текущих извлекаемых запасов нефти [т/м2]

мероприятия

Тренд но базовому периоду добычи

115 125 135 145 155 165 175 185 195

Накопленная добыча жидкости, тыс.т

19 18 17

Перевод дополнительных скважин на объект

Момен г оценки эффекта от ГТМ

Рисунок 9 - Оценка эффективности работы участка нефтедобычи в районе скважин №№ 346 и 367 по характеристике вытеснения

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На примере обобщения результатов научно-практических работ по уточнению геологического строения разрабатываемых месторождений делается вывод о том, что на некоторых объектах, перешедших в позднюю стадию разработки, выявляется проблема недо-изученности геологического строения, связанная, в том числе с недостаточной корректностью определения проницаемости коллектора. Данное обстоятельство снижает достоверность определения остаточных запасов и эффективность технологии их выработки.

2. Разработан и предложен новый способ расчета поправок на абсолютные отметки пластов и ВНК по скважинам, который направлен на уточнение первичной базы данных многопластового нефтяного месторождения с целью повышения достоверности определения геологических запасов. Применение данного способа в условиях нефтепромысла позволяет вводить поправки на АО для наклонных скважин, которые учитывают в совокупности соответствие всех пластов принятым уровням ВНК по вертикальным скважинам, статистической погрешности расчета абсолютных отметок по инклинометрии и структуре поверхности.

3. Предложена методика моделирования куба нефтенасыщенности сложнопостро-енных залежей объекта исследования с переходной зоной «нефть-вода» путем использова-

ния вспомогательного куба индекса насыщения коллектора и трендового куба нефтенасы-щенности. Применение данной методики формирования трехмерной геологической модели позволило более достоверно оценить величину начальных геологических запасов нефти в залежах объекта исследования.

4. Разработаны и предложены методики построения карты и куба проницаемости, учитывающие неоднородность пласта и ячеек трехмерной сетки соответственно. Применение данных подходов при построении трехмерных геологической и гидродинамической моделей позволило выявить и оценить зоны текущих подвижных запасов нефти, недренируе-мых областей, значения параметров пласта в новых скважинах, а также осуществить прогноз ожидаемых дебитов.

5. На основе уточненных трехмерных моделей одного из пластов объекта исследования (пласт АВз) были выработаны рекомендации для повышения эффективности применяемой системы разработки. Рекомендации по объекту включают в себя перевод двух скважин с нижележащих пластов в области недооцененных по выработке запасов нефти. От внедрения разработанных рекомендаций в период с февраля по июль 2014 г. дополнительная добыча нефти по участку составила 1470 тонн нефти, при этом получен экономический эффект в размере 1,6 млн. рублей.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Выделение видов локальных составляющих пород клиноформного типа нефтегазоносных пластов на примере месторождений Западной Сибири [Текст] / М.Н. Тайчинов, М.С. Антонов, Р.Х. Гильманова, A.M. Тупицин, A.A. Махмутов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2013. - № 7. -С. 28-30.

2. Уточнение геологического строения фаменских отложений Алексеевского месторождения путем выделения локальных зон замещений коллектора и прирост запасов нефти в них [Текст] / Р.В. Вафин, А.Ф. Егоров, A.A. Махмутов, Р.З. Хуснутдинова, Э.Р. Мустаева // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2014. - № 3. - С. 5-9.

3. Способ определения поправок абсолютных отметок в наклонных скважинах и во-донефтяного контакта многопластового месторождения [Текст] / М.А. Кузнецов, H.JI. Чер-ковский, Г.А. Бахтияров, Р.Г. Сарваретдинов, A.A. Махмутов // НТЖ «Геология, геофизика

и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2014. - № 11. - С. 49-51.

4. Использование метода определения абсолютных отметок в наклонных скважинах и водонефтяного контакта в промысловых условиях [Текст] / H.JI. Черковский, Г.А. Бахтия-ров, Р.Г. Сарваретдинов, A.A. Махмутов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2014. - № 11. - С. 52-54.

5. Гильманова, Р.Х. Особенности моделирования куба нефтенасыщенности сложно построенных залежей с переходной зоной «нефть-вода» на примере Северо-Покурского месторождения [Текст] / Р.Х. Гильманова, Д.М. Васильев, A.A. Махмутов И НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2014. -№ 12.-С. 21-25.

6. Махмутов, A.A. Исследование методики обработки недовосстановленных КВД путем внесения поправки на приток жидкости [Текст] / A.A. Махмутов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2015. -№3.-С. 24-27.

7. Совершенствование методики построения карты проницаемости с учетом неоднородности пластов [Текст] / Р.Г. Сарваретдинов, A.A. Махмутов, A.A. Амиров, И.Г. Хамитов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2015. -№ 4. - С. 26-29.

8. Совершенствование методики построения куба проницаемости с учетом неоднородности пластов при трехмерном моделировании [Текст] / В.Н. Кожин, A.A. Махмутов, Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2015. - № 4. - С. 26-28.

Прочие печатные издания

9. Махмутов, A.A. Методы деконволюции при решении обратных задач подземной гидромеханики [Текст] / A.A. Махмутов // Тезисы докладов студен, научн.-практ. конф. по физике 22 апреля 2011 г. - Уфа: РИЦ БашГУ, 2011. - С. 80-81.

10. Махмутов, A.A. Решение одной обратной задачи об определении параметров пласта методом деконволюции [Текст] / A.A. Махмутов // Фундаментальная математика и её приложения в естествознании: тезисы докладов междунар. школы-конф. для студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: РИЦ БашГУ, 2011. - С. 82-83.

11. Рамазанов, А.Ш. Решение одной обратной задачи об определении параметров пласта методом деконволюции [Текст] / А.Ш. Рамазанов, A.A. Махмутов // Фундаменталь-

ная математика и её приложения в естествознании: матер. Междунар. школы-конф. для студентов, аспирантов и молодых ученых. Т. 2. Физика. 2-6 октября 2011 г. - Уфа: РИЦ БашГУ, 2011.-С. 167-172.

12. Махмутов, A.A. Методика обработки недовосстановленных КВД путем внесения поправки на приток жидкости [Текст] / A.A. Махмутов, А.Ш. Рамазанов // Промысловая геофизика: проблемы и перспективы. Сборник докладов V молодеж. научн.-практ. конф. -Уфа: Изд-во НПФ «Геофизика», 2011. - С. 127-131.

13. Махмутов, A.A. Численное моделирование нестационарной неизотермической фильтрации жидкости в пористой среде [Текст] / A.A. Махмутов // Сборник тезисов, матер. XVIII Всеросс. научн. конф. студентов-физиков и молодых ученых (ВНКСФ-18, Красноярск): матер, конф., тезисы докладов: В 1 т.Т.1. - Красноярск: Изд-во АСФ РФ, 2012. - С. 496-497.

14. Махмутов, A.A. Численное моделирование неизотермической фильтрации жидкости в пласте [Текст] / A.A. Махмутов // Математическое моделирование и информационные технологии (ММИТ): сборник тезисов IV Молодёж. научн.-практ. конф. 11 мая, 2012. -Казань: ТГТ Прайм, 2012. - С. 9-10.

15. Махмутов, A.A. Исследование метода деконволюции для обработки данных ГДИ [Текст] / A.A. Махмутов // Тезисы докладов студен, научн.-практ. конф. по физике 11 мая 2012 г. - Уфа: РИЦ БашГУ, 2012. - С. 126-127.

16. Оценка перспективных запасов нефти в залежах прогнозных месторождений, расположенных в малоисследованных районах [Текст] / Р.Г. Сарваретдинов, A.A. Махмутов, С.Н. Смирнов, В.В. Васильев, Д.Е. Дерюшев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 36-38.

Отпечатано в оперативной полиграфии копировального центра «АмегаПринт» на цифровой машине XEROX 5655

тел.: (347)2463899 Подписано в печать 15.07.2015 г. Заказ № Н-067, Тираж - 100 экз.