Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и обоснование выбора участков на эксплуатационных объектах для применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и обоснование выбора участков на эксплуатационных объектах для применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи"

На правах рукописи

ГУЛЯЕВ ВЯЧЕСЛАВ НИКОЛАЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА УЧАСТКОВ НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТАХ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

о ¿015

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ь АПР 201§

Тюмень - 2015

005566872

Работа выполнена в филиале Общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти» в г. Тюмени (филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени).

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Ягафаров Алик Каюмович

Официальные оппоненты: — Мулявин Семен Федорович

доктор технических наук, Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»), заведующий отделом проектирования и анализа разработки

— Анурьев Денис Алексеевич

кандидат технических наук,

Общество с ограниченной ответственностью

«Тюменский нефтяной научный центр»,

Департамент геологии и разработки,

директор

Ведущее предприятие — Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский инновационный центр нефтегазовых технологий»

Защита диссертации состоится 30 апреля 2015 года в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212. 273.01 на базе Тюменского государственного нефтегазового университета (ТюмГНГУ) по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе и на сайте ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, каб. 32; www.tsogu.ru

Автореферат разослан 24 марта 2015 года.

Ученый секретарь г

диссертационного совета ^ I

кандидат технических наук, ¡1 '

доцент '¿к О Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В России разработка нефтяных месторождений с применением заводнения нефтяных пластов является одним из основных способов добычи углеводородного сырья. С течением времени, в период истощения легкоизвлекаемых запасов нефти в высокопродуктивных коллекторах все большее относительное количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В настоящее время более 60 % отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами. В таких коллекторах традиционные способы разработки с заводнением оказываются малоэффективными, поэтому на месторождениях используют методы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Наименее затратными технологиями повышения эффективности заводнения в неоднородных пластах являются гидродинамические методы ПНП, в частности форсированный отбор жидкости (ФОЖ), увеличение или ограничение закачки воды, циклическое заводнение (ЦЗ).

Для снижения многих негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов нефтяные компании применяют разнообразные физико-химические и гидродинамические методы воздействия на пласт. Технологии позволяют выровнять профили приемистости нагнетательных скважин, осуществить изоляцию притока вод к добывающим скважинам, и в целом направлены на изменение направления сложившихся фильтрационных потоков и на вовлечение в разработку недренируемых и сла-бодренируемых запасов нефти. Не на всех участках и не при всех условиях эксплуатации скважин на них применение таких ГТМ оказывается эффективным. Поэтому применение гидродинамических методов ПНП в благоприятных условиях на месторождениях Западной Сибири позволит увеличить нефтеотдачу пласта за счет увеличения коэффициента охвата воздействием.

Степень разработанности темы исследования

Наиболее известной и всесторонне исследованной технологией нестационарного заводнения является метод циклического заводнения, предложенный

MJI. Сургучевым в 1959 г. и относящийся к гидродинамическим методам увеличения нефтеотдачи пласта.

Физическая сущность ЦЗ была сформулирована в 1965 г. группой авторов из «ВНИИнефть». В работах A.A. Боксермана и др. лабораторно исследовались особенности удержания воды в малопроницаемых частях пласта в зависимости от длительности циклов, а также особенности циклического воздействия на слоисто-неоднородные пласты и пласты, разделенные непроницаемыми перемычками.

Первая математическая модель фильтрации для моделирования перетоков из одного пропластка в другой была предложена A.A. Боксерманом и Б.В. Шалимовым, но из-за своей сложности она не получила широкого распространения. В 70-е годы во «ВНИИнефть» О.Э. Цынковой и др. была разработана компьютерная реализация математической модели двухслойного пласта. В 1978 г. группа авторов «ВНИИнефть» (М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, О.Э. Цынкова) разработала первые практические рекомендации по использованию метода циклического заводнения, это позволило широко внедрять этот метод. В монографии Сургучева М.Л. и Шарбатовой И.Н. были проведены первые расчеты эффективности циклического заводнения для месторождений Западной Сибири.

Проблемами применения нестационарных технологий в условиях неоднородных продуктивных пластов в разные годы занимались Н.З. Ахметов, Б.Т. Баишев, A.A. Боксерман, Ю.П. Борисов, О.И. Буторин, И.В. Владимиров, Р.Х. Гильманова, И.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, М.Ш. Каюмов, Л.М. Копылов, Д.Ю. Крянев, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, В.Н. Николаевский, В.Г. Оган-джанянц, A.M. Петраков, М.М. Салихов, Е.И. Семин, М.Л. Сургучев, А.П. Телков, Н.И. Хисамутдинов, О.Э. Цынкова, И.Н. Шарбатова, А.К. Ягафаров и др.

Несмотря на значительное количество теоретических исследований, а также практических результатов циклического заводнения, не всегда выбор участков для его применения достаточно обоснован, и на них не получают эффекта. Поэтому с использованием современных методов необходимо усовершенствовать подходы к обоснованию выбора участков на эксплуатационных объектах для успешного применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи.

Цель работы - увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) объектов разработки путем использования методики выбора участков для более обоснованного применения гидродинамических методов ПНП в условиях месторождений Западной Сибири.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Систематизировать данные о геолого-физических и физико-химических параметрах участков продуктивных пластов объектов разработки месторождений Нижневартовского района;

2. Провести геолого-промысловый анализ эффективности циклическое заводнения и оптимизации режима эксплуатации на месторождениях Нижневартовского района, и выявить зависимость эффекта от геолого-промысловых параметров разработки на участках;

3. Разработать методику выбора участков на эксплуатационных объектах для применения гидродинамических методов ПНП, учитывающую особенности геологического строения и текущее состояние разработки залежей нефти, и апробировать её на практике;

4. Обосновать применение комплексного нестационарного воздействия, при котором реализуются механизмы методов циклического заводнения и форсированного отбора жидкости на участках.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются продуктивные пласты месторождений Нижневартовского района, предметом исследования - гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи в различных геолого-промысловых условиях их разработки.

Научная новизна результатов работы

1. Впервые для объектов месторождений Нижневартовского района установлены зависимости эффективности циклического заводнения от геолого-промысловых параметров, наиболее часто встречающиеся из которых проводимость пласта, песчанистость пласта и обводненность перед ГТМ;

2. Разработан алгоритм выбора участков на объектах с обоснованием параметров циклического заводнения, учитывающий особенности геологического строения, текущего состояния разработки и результаты расчёта четырёх-слойной геолого-статистической модели пласта, которая в отличие от известной двухслойной модели учитывает наличие изолированных пропластков в составе пласта;

3. Предложено для оценки послойной неоднородности по проницаемости использовать вариацию, определяемую через понятие внутригрупповой дисперсии, а для определения зональной неоднородности по проницаемости -вариацию, определяемую через понятие межгрупповой дисперсии.

Теоретическая значимость работы

1. Обосновано применение регрессионно-корреляционного анализа, как статистического метода для анализа и прогноза эффективности применения циклического заводнения;

2. Использование разработанной методики выбора участков на объектах для применения гидродинамических методов ПНП, учитывающую особенности геологического строения и текущее состояние разработки залежей нефти, позволит увеличить добычу нефти на них.

Практическая ценность и реализация работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при проектировании циклического заводнения для извлечения запасов в низкопроницаемых и слабодренируемых зонах продуктивных пластов нефтяных месторождений ТПП ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

2. Подготовлено в соавторстве учебное пособие «Эффективность методов воздействия на нефтяные залежи», изданное в ТюмГНГУ и используемое для подготовки студентов, обучающихся по специальности «Нефтегазовое дело».

3. На участках продуктивных объектов Локосовского месторождения проведено циклическое заводнение, программа применения которого составлена по предлагаемой методике, показавшее высокую технологическую эффективность — две тысячи двести тридцать тонн дополнительно добытой нефти.

4. Использован программный продукт «СУФР Х+», созданный в программе «Delphi», для геолого-гидродинамического моделирования с целью оценки вариантов комплексного нестационарного воздействия на объекте ЮВ] Нивагальского месторождения, при проведении которого на участках одновременно реализуются технологии циклического заводнения и форсированного отбора жидкости.

Методы решения поставленных задач

Использовались основные понятия математической статистики для преобразования результатов промысловых исследований в четырёхслойную геолого-статистическую модель пласта, применялся регрессионно-корреляционный анализ для определения зависимости эффекта от геолого-промысловых параметров участка и для его прогноза, метод оценки эффекта по характеристикам вытеснения при анализе результатов разработки нефтяных месторождений, а также геолого-гидродинамическое моделирование (модель «BlackOil»).

Положения, выносимые на защиту

1. Методика выбора участков на объектах и обоснования проведения циклического воздействия, учитывающая особенности строения продуктивных отложений и текущие значения технологических параметров;

2. Сравнительный анализ ожидаемого эффекта, который определен с использованием полученных регрессионных зависимостей, и фактического эффекта от циклического заводнения на объектах Локосовского месторождения, определенного по характеристикам вытеснения;

3. Результаты прогноза добычи нефти по предлагаемой к применению программе комплексного нестационарного воздействия, при котором одновременно реализуются технологии циклического заводнения и форсированного отбора жидкости, на выбранных участках объекта ЮВ, Нивагальского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно, пункт 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважин-

ной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов» и пункт 5: «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Достоверность полученных результатов достигалась путем сравнения прогноза эффективности по предлагаемой методике с практическим эффектом, рассчитанным по характеристике вытеснения, а также сопоставления результатов численных расчетов при моделировании в сравнении с фактическим результатом, полученным другими авторами на аналогичных объектах.

Апробация результатов работы

Материалы диссертационной работы докладывались и представлялись на: Международной научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергетического комплекса и 80-летию Грайфера В.И. «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2009 г.); Межрегиональной научно-технической конференции «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2010 г.); Научно-практической конференции «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (г. Томск, 2011 г.); Научно-технических советах ООО «КогалымНИПИнефть» (г. Тюмень, 2007-2014 гг.).

Публикации

По результатам исследований по теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ, из них 3 статьи в изданиях, включенных в «Пере-

чень российских рецензируемых научных журналов», рекомендованных ВАК РФ, и в 1 учебном пособии.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 84 наименования. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 33 рисунка, 26 таблиц.

Автор выражает свою признательность за помощь и поддержку сотрудникам ТПП «Лангепаснефтегаз» за содействие при организации опытно-промышленных работ. Автор искренне благодарит за помощь, ценные советы и консультации доктора геол.-минерал. наук, профессора А.К. Ягафарова, доктора техн. наук, профессора [Т.П. Зозуля), а также кандидата физ.-мат. наук, доцента [A.A. Позднякова], плодотворная работа с которыми способствовала становлению, развитию идей и их практической реализации.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна, достоверность полученных результатов, практическая значимость и реализация работы. Обоснована необходимость методики выбора участков для проведения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи с большей ожидаемой эффективностью в условиях сокращения запасов нефти, вовлеченных в промысловую разработку, и роста обводненности продукции скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

В первой главе рассмотрено современное представление о технологии нестационарного заводнения, раскрыта физическая сущность метода, проведен обзор существующих методик выбора участков на объектах месторождений для применения методов нестационарного заводнения.

Во второй главе рассмотрен опыт проведения на объектах гидродинамических методов ПНП, влияние геологического строения рассматриваемых объек-

тов разработки, текущего состояния системы разработки и степени выработки запасов углеводородного сырья на эффективность применения этих методов.

Материалом для отработки методических основ выбора объектов под воздействие и обоснования его параметров послужили остановки нагнетательных скважин, которые рассматривались как нестационарное заводнение (НЗ), ГТМ по оптимизации режимов эксплуатации (ОРЭ) добывающих скважин, а также их совместное проведение на участках объектов месторождения, которые относятся к гидродинамическим методам увеличения нефтеотдачи (МУН). Продуктивные пласты рассматриваемых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь», как правило, неоднородны по коллекторским свойствам, проводимости, продуктивности. Различаются и промысловые показатели разработки участков, на которых проводились перечисленные выше методы. С целью выявления наиболее влияющих на эффект факторов и систематизации данных по гидродинамическим ГТМ проведен геолого-промысловый анализ.

Анализ применения гидродинамических методов (ГДМ) повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) проводился по двум территориально-производственным предприятиям (ТПП), принадлежащих ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», -«Лангепаснефегаз» и «Покачевнефтегаз». Анализ проводился по наиболее крупным объектам следующих месторождений: Ключевого (АВЬ АВ2, АВ!+АВ2, БВ2, БВз); Нонг-Еганского (БВ2, БВ3, ЮВ]); Покачевского (АВЬ АВ2, АВ!+АВ2, АВ3, АВ5, БВ6, БВ8); Северо-Покачевского (ЮВ]); Южно-Покачевского (объекты АВЬ АВ2 АВ|+АВ2, БВ8); Урьевского (объекты АВ1/3, АВш+АВ2, АВ2, БВ6 БВ8 БВщ ЮВ]); Локосовского (объекты АВ2, БВ5 БВ6); Лас-Еганского (объекты АВ], АВ2, АВ^АВг, БВ6, БВ8, ЮВ,).

Нестационарное заводнение (НЗ) на перечисленных месторождениях анализировалось за период с января 2002 г. по декабрь 2010 г. Всего было проведено 3174 скважино-операции, из них на пластах АВ1+2 осуществлено 577, на объекте АВЬ соответственно, 455, на АВ2- 317, на АВ3 - 24, на АВ5 - 14, на БВ2 - 331, на БВ3 - 276, на объекте БВ6 - 237, на БВ8- 197, на БВШ- 16 и на пласте ЮВ] — 648 скважино-операций. Кроме нестационарного (циклического) заводнения рассмотрены и остановки скважин по распоряжению. Также оценен эффект от оптимизации режима эксплуатации (ОРЭ) скважин, при которой в последующие 1 - 2 месяца дебит жидкости по добывающей скважине увеличива-

ется более чем на 40 % после мероприятия, проведённого на скважине, по сравнению с дебитом до мероприятия. Эффект рассчитывался через полгода после начала проведения ГТМ по всем скважинам, расположенным на участке, с разделением общего эффекта на две составляющие: по нефтеотдаче пласта и по интенсификации разработки по характеристике вытеснения Р.И. Медведского. Влияние нескольких одновременно проводимых ГТМ на участке оценивалось как единое мероприятие без разделения эффекта по видам ГТМ. В некоторых случаях эффект рассчитывался через полгода от последнего из совместно проведенных на одном и том же участке ГТМ, относящегося к ГДМ ПНП.

Общий эффект от применения ГДМ ПНП на рассмотренных объектах ТИП «Покачевнефтегаз» и «Лангепаснефтегаз» за исследуемый период составил 3662,4 тыс. т дополнительно добытой нефти. На рисунке 1 показано распределение полученной дополнительной добычи нефти при применении гидродинамических методов по видам применявшихся ГТМ на объектах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» и «Покачевнефтегаз». Па рисунке 1 видно, наибольшее количество дополнительно добытой нефти - 2087,8 тыс. т - приходится на ОРЭ, наименьшее - 599,0 тыс. т - на НЗ.

Рисунок 1 - Эффективность применения ГДМ ПНП в 2002 - 2010 гг. на объектах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» и « Покачевнефтегаз »

В таблице 1 представлены результаты расчета эффективности применения гидродинамических методов (ГДМ) ПНП, применявшихся на объектах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» и «Покачевнефтегаз», с учетом удель-

ной эффективности, которая рассчитывалась как частное от деления дополнительной добычи нефти по объекту при проведении этих ГТМ на количество проведенных операций, т.е. в расчете на одну скважино-операцию.

Средняя удельная эффективность составила 0,56 тыс.т/скв., при этом для НЗ она составила 1,15 тыс.т/скв., для ОРЭ - 1,50 тыс.т/скв., и для совместного применения НЗ и ОРЭ - 1,36 тыс.т/скв. Наибольшая дополнительная добыча нефти получена на объекте ЮВ[ (932,0 тыс. т), на котором высока также и удельная эффективность - 1,44 тыс.т/скв. (третья величина по объектам в таблице 1).

Таблица 1 - Эффективность применения гидродинамических методов ПНП в 2002-2010 гг. по объектам

Объе|ст Количество мероприятий Дополнительная добыча нефти, тыс. т Удельная эффективность, тыс.т/скв.

1 2 3 4

ав, 455 316,21 0,69

ав,+ав2 577 680,52 1,18

ав2 317 333,19 1,05

ав, 24 10,16 0,42

ав5 14 5,39 0,38

бв2 331 490,46 1,48

бв., 276 492,20 1,78

бв5 82 48,11 0,59

бвб 237 190,40 0,80

бв» 197 155,02 0,79

БВ]о 16 8,65 0,54

юв, 648 932,15 1,44

Итого: 3174 3662,43 1,15

На рисунке 2 показана гистограмма распределения эффекта, который представлен в виде двух составляющих эффектов по нефтеотдаче пласта (НО -в легенде) и по интенсификации нефтедобычи (ИН - там же), от применения ГДМ ПНП в 2002 - 2010 гг. по объектам. Практически на всех объектах, кроме БВ10, основной составляющей общего эффекта является эффект по нефтеотдаче пласта, следовательно, при применении ГДМ ПНП в разработку вовлекаются слабодренируемые и недренируемые до их применения запасы нефти. Проведенные на объекте БВ]0 ГТМ привели в основном к интенсификации добычи нефти из пласта, при этом также получен положительный эффект по нефтеотдаче пласта.

Рисунок 2 - Распределение эффективности применения гидродинамических методов ПНП в 2002 - 2010 гг. по объектам месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» и «Покачевнефтегаз»

Для ответа на вопрос, как повлияли ГДМ ПНП на показатели разработки месторождений, выполнена оценка частоты распределения положительных и отрицательных эффектов по нефтеотдаче. Гистограмма распределения частот положительных, отрицательных и неясных эффектов по нефтеотдаче, полученных при проведении гидродинамических методов на Лас-Еганском месторождении ТПП «Лангепаснефтегаз», показана на рисунке 3.

Количество эффектов по категориям

о положительный □ неясный га отрицательный

Рисунок 3 - Распределение по категориям эффектов от применения нестационарного заводнения на двух участках объекта АВ^ Лас-Еганского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз»

На Лас-Еганском месторождении ТПП «Лангепаснефтегаз» в период с 1995 по 2000 гг. циклическое заводнение применялось по адресной программе. Как видно на рисунке 3, применение НЗ на объекте ABi_2 Лас-Еганского месторождения более чем в 80 % случаев оказалось успешным, что лишний раз подтверждает успешность системного применения технологии нестационарного (циклического) заводнения.

В третьей главе разработана методика выбора участков на объектах и обоснования параметров применения циклического заводнения.

Проблематикой применения нестационарных технологий в условиях неоднородных продуктивных пластов в разные годы занимались Н.З. Ахметов, Б.Т. Баишев, A.A. Боксерман, Ю.П. Борисов, О.И. Буторин, И.В. Владимиров, Р.Х. Гильманова, И.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, M.ULI. Каюмов, Л.М. Копылов, Д.Ю. Крянев, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, В.Н. Николаевский, В.Г. Оган-джанянц, A.M. Петраков, М.М. Салихов, Е.И. Семин, М.Л. Сургучев, А.П. Телков, Н.И. Хисамутдинов, О.Э. Цынкова, И.Н. Шарбатова, А.К. Ягафаров и многие другие.

Двухслойная геологическая модель широко использовалась в теоретических исследованиях влияния геологических и технологических параметров на эффективность циклического заводнения. Но ее использование корректно только при наличии на участках в скважинах гидродинамически связанных пластов.

ki hi

k2 h2

кз Ьз

к4 h4

/ Рисунок 4 - Четырехслойная профиль-щ ная геолого-статистическая

— модель слоистого пласта.

Н2 Слои 1 и 2 относятся к высокопроницаемой зоне, а слои 3 и 4 - к низкопроницаемой зоне. Линиями черного цвета Я3 показаны глинистые перемычки, которые не рассматриваются как прослои пласта.

Для выбора участков предлагается использовать четырехслойную модель пласта, предложенную А.О. Ярославовым, схема которой показана на рисунке 4, а геологические пропластки в которой объединяются в группы высоко- и

низкопроницаемых несвязных и высоко- и низкопроницаемых связных слоев. Четырехслойная модель характеризуется обобщенным параметром Fco, который, как и параметр V двухслойной модели, комбинируется из значений толщин и проницаемостей отдельных пропластков. Комплексный параметр геологической благоприятности для циклического заводнения Fca - статистический параметр, в который входят с одинаковыми весами три составляющие его параметра: - доля проводимости (kh) литологически связанных пропластков к суммарной проводимости всех пропластков - Fio

F = hh+Wi

kfht +k2h2 +кгИ] +kAh4 ^

- вариация проницаемости связанных пропластков - Fdk

F _1*2"*3|

г,- -----—

2 + *3 (2)

- доля эффективной толщины связанных пропластков в общей толщине коллектора на участке - Fho

К +й2 + лз +К (3)

В комплексный параметр Рсо предлагается взять линейную комбинацию трёх параметров с равными весами

= "'¿Л + ЩЛо + (4)

где = н'/,„ = и',„ = 1/3 - соответствующие веса параметров.

Выбор участков с использованием картопостроения распределения комплексного параметра по площади объектов позволяет выделить участки, с высокой вероятностью подходящие для применения НЗ, т.к. выявляет зоны на объектах, на которых имеются скважины с гидродинамически связанными про-пластками разной проницаемости.

Первый этап исследования был направлен на выбор участков и зон эксплуатационных объектов месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и обоснование применения циклического заводнения. С целью определения факторов, влияющих на величину эффекта, был проведен регрессионно-корреляционный анализ с использованием метода множественной регрессии с пошаговым включением переменных. Использование этих методов позволяет, с

одной стороны подобрать участки под воздействие и обосновать степень приоритетности планируемых мероприятий, а с другой предоставить информацию для прогнозирования его результатов.

При выборе какой-либо скважины под геолого-техническое мероприятие в последнее время применяются теория многомерная статистика, анализ разработки, некоторые методологии структурного анализа и проектирования сложных систем. Определить информативность параметра - значит, найти статистическую или причинно-следственную взаимосвязь между изменениями этого параметра и управляющей функцией или параметром успешности.

С целью определения зависимости удельной эффективности ГТМ от геологических и технологических параметров разработки на участках, которая может использоваться для прогнозирования успешности планируемых к применению ГДМ ПНП, был проведен регрессионно-корреляционный анализ (РКА). При его проведении использовался метод с пошаговым включением переменных в уравнение множественной регрессии. Общее назначение множественной регрессии состоит в анализе связи между несколькими независимыми переменными (предикторами) и зависимой переменной. В качестве независимых переменных выбраны:

• 1Ук - обводненность перед ГТМ • котрет - компенсация отбора

• Оор_1-доп. добыча жидкости закачкой

• V/ - послойная неоднородность • Рсо - комплексный параметр

• К. - зональная неоднородность • х ~ пьезопроводность

• 8апс1— пссчапистость • с1еЬ_1_с1 - изменение среднего

• N1 - расчлененность дебита жидкости на участке

• кИ - проводимость пласта (¿тк - изменение закачки

Зависимыми переменными в проведенном анализе были эффекты по нефтеотдаче пласта и по интенсификации нефтедобычи, и общий эффект от ГТМ. Для нескольких переменных (Хр), в общем случае, процедуры множественной регрессии будут оценивать параметры линейного уравнения вида:

К = а + ¿>, *Х, + Ъ2*Х2 + ... + Ъ*ХР (5)

где константа (а) - свободный член, а угловые коэффициенты (Ьр) - регрессионными или 5-коэффициентами.

В таблице 2 показан результат проведенного регрессионно-корреляционного анализа, показывающий зависимость общего эффекта для объектов БВ2 и БВ3 от независимых переменных.

Таблица 2 - Результат расчета множественной регрессии для общего эффекта от проведенного на пластах БВ2 и БВ3 нестационарного заводнения. ТПП «Покачевнефтегаз»

N=32 Результат регрессии: эффект общий (£ддн); 11=0,8976; 1*2=0,8057; скоррект. ^=0,7491; Г(7,24)=14,221; р-уровень<0,0000

Beta СТ. ошибка Beta В ст. ошибка В t- критерий Р- уровень

Константа 129,15 15,391 8,391 0,0000

Wb -0,540 0,1024 -34,70 6,577 -5,279 0,0000

X 1,927 0,2384 156,47 19,361 8,082 0,0000

V, -1,205 0,2042 -30,00 5,083 -5,902 0,0000

Sand -0,716 0,1425 -82,99 16,505 -5,028 0,0000

N, -0,202 0,1043 -2,68 1,382 -1,939 0,0642

Dopl -0,237 0,1022 -0,07 0,030 -2,318 0,0292

Vi -0,211 0,1099 -11,82 6,137 -1,927 0,0658

В представленной таблице 2 показаны бе/а-коэффициенты, которые позволяют сравнить относительные вклады каждой независимой переменной в предсказание зависимой переменной, /¿-коэффициенты входят в уравнение множественной регрессии с соответствующими переменными.

Коэффициент детерминации (квадрат корреляции Я2) равен 0,81 для этой зависимости. Судя по /?е/а-коэффициснтам, наибольшее влияние на величину общего эффекта оказывают пьезопроводность, зональная неоднородность, песчанистость пласта и обводненность продукции скважин перед ГТМ.

Для расчета неоднородности в работе использован новый подход с использованием для определения вариации двух дисперсий: внутригрупповой и межгрупповой. Формула для определения коэффициента послойной неоднородности — вариации проницаемости пропластков в скважинах участка:

где ¿1 - среднее квадратичное отклонение, определенное как корень квадратный из средней величины внутригрупповых дисперсий проницаемости прослоев по отдельным скважинам, *10"3 мкм2; к — средняя проницаемость прослоев отобранных скважин участка, *10"3 мкм2;

Средняя из внутригрупповых дисперсий отражает случайную вариацию, т.е. ту часть вариации, которая происходила под влиянием всех прочих факторов, за исключением фактора группировки. Она определяется по следующей формуле:

"Т7Г' (7)

где 5? - внутригрупповая дисперсия проницаемости прослоев в одной /-й скважине, *10"3 мкм2; _// - частота.

Зональная неоднородность определена как коэффициент вариации проницаемости между скважинами по следующей формуле

Г = (8)

к

где дг— среднее квадратичное отклонение, определенное как корень квадратный из межгрупповой дисперсии, *10~3 мкм2.

Межгрупповая дисперсия измеряет вариацию изучаемого признака под влиянием группировочного признака. Пропластки с разной проницаемостью группируются в каждой скважине, и дисперсия вычисляется по формуле

Е",

(9)

где к, и /7, — средняя проницаемость (* 10" мкм ) и количество прослоев отобранных в 1-й скважине участка (ед.), соответственно.

РКА проводился по объектам эксплуатации и с разделением по категориям гидродинамических ГТМ: НЗ и ОРЭ. В формуле 10 показано уравнение зависимости эффекта (Ем„) при НЗ полученное для объекта БВ6 Покачевского месторождения. Коэффициент детерминации R2 полученный для зависимости эффекта при проведении метода НЗ достаточно высок (0.96).

ЕААн = 0.96*Vi- 0.018*Dop_l + 2.76*Sand + 0.04Hompens -

- 0.2*N, + 0.0003*kh - 2.18 (10)

Применение гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пласта направлено на увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) как текущего, так и конечного. По объектам с высокой степенью неоднородности регулирование процесса разработки с применением гидродинамических методов позволит увеличить коэффициент охвата вытеснением.

На втором этапе с помощью метода множественной регрессии по полученному уравнению зависимости эффекта от значимых факторов прогнозировалось значение его величины от проведения гидродинамических ГТМ. Затем полученные значения проверялись с использованием геолого-гидродинамического моделирования, и в случае подтверждения ожидаемого эффекта на участках рекомендовалось проведение циклического заводнения.

Применяя методику выбора участков под нестационарное воздействие с учётом расчетов остаточных извлекаемых запасов нефти, были рекомендованы три участка (1-№134) пласта БВ5 и (2-№164 и 3-№411) пласта БВ6 Локосовского месторождения под проведение циклического воздействия. Ожидаемый эффект, рассчитанный по статистическим зависимостям по выбранным для циклического заводнения участкам на Локосовском месторождении составил: на участке № 134 объекта БВ5 - 1,22 тыс. т, на участках №№ 164 и 411 объекта БВ6 - 0,78 и 0,45 тыс. т, соответственно.

Эффективность циклического заводнения определяется несколькими показателями процесса воздействия. Важным условием является наличие на участке скважин с литологически связанными пропластками, которое учитывается комплексным параметром геологической благоприятности для циклического заводнения Ес„. Одним из главных является относительная амплитуда циклического воздействия, с определением которой связан частотный показатель смены циклов, который характеризует длительность фаз повышения и понижения объемов нагнетания. Продолжительность полуцикла рассчитывалась по формуле (11), полученной Щелкачевым В.Н.

1 = 12/2Х, (11)

где / = к/(/л 0") - пьезопроводность низкопроницаемого связного пропластка; Р* = т*Р/ + Рр - приведенный коэффициент сжимаемости, содержащий коэффициенты сжимаемости породы - Рр и жидкости - Д;

ц т, к - средние вязкость, пористость, проницаемость пласта, соответственно; / - среднее расстояние от нагнетательных до реагирующих скважин.

Для пластов БВ5 и БВ6 Локосовского месторождения, разрабатываемого блочной системой заводнения, необходимо организовать циклическое заводнение с полупериодом 41 сутки для первого пласта и 28 суток - для второго.

Карта текущего состояния разработки (на 01.07.2011 г.) участка в районе скважины № 134 объекта БВ5 представлена на рисунке 5, граница которого показана линией красного цвета.

Рисунок 5 — Карта текущего состояния разработки участка № 134 объекта БВ5 Локосовского месторождения ТИП «Лангепаснефтегаз»

Крестами синего цвета на рисунке 5 показаны нагнетательные скважины (№№ 119Б, 144 и 175), работающие с увеличением закачки в течение первого периода полуцикла и останавливаемые в течение второго периода полуцикла. Звездочками зеленого цвета помечены нагнетательные скважины (№№ 174, 205

и 243), останавливаемые в течение первого периода полуцикла и работающие с увеличением закачки в течение второго периода полуцикла. Для циклического заводнения выбрана перекрестная схема остановки группами по три нагнетательных скважины, расположенных в центре этого участка.

Для поиска оптимальных параметров циклического заводнения на выбранных участках использовалась геолого-гидродинамическая модель пласта, разработана программа его проведения с циклическим отключением нагнетательных скважин для воздействия на пласт. Исследования предусматривали оптимизацию режимов работы нагнетательных скважин и адаптацию к условиям пластов БВ5 и БВ6 Локосовского месторождения. Задачами этого этапа исследований были опробование методики подбора участков под циклическое воздействие; опробование и адаптация к геолого-промысловым условиям технологии НЗ; оценка результатов проводимых работ как основы при определении эффективности комплексной технологии.

В результате расчета при гидродинамическом моделировании выявлено, что при использовании на участке циклического заводнения увеличивается охват неоднородного пласта заводнением и, как следствие, повышается нефтеотдача неоднородных пластов. В условиях, моделирующих пластовые, определены оптимальные технологические параметры, которые могут быть использованы в расчетах при проектировании технологий для увеличения охвата пласта заводнением и возможного комплексного применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Из-за выявленных проблем с закачкой излишков подтоварной воды было принято решение о проведении циклического заводнения на двух участках: № 134 объекта БВ5 и № 164 объекта БВ6.

Расчёт эффективности применения ГТМ был проведён за период с июля 2011 г. по ноябрь 2011 г. Эффект рассчитывался после начала проведения ГТМ по всем добывающим скважинам, находящимся на выбранных участках. Общий эффект делился при расчетах на две составляющие: по нефтеотдаче пласта и по интенсификации нефтедобычи, и рассчитывался по характеристике вытеснения Р.И. Медведского. Общий эффект на участке № 134 составил 1,55 тыс. т дополнительно добытой нефти, из которых 1,50 тыс. т — эффект по нефтеотдаче пласта. На участке № 164 объекта БВ6 общий эффект — 0,79 тыс. т, из которых 0,34 тыс. т нефти - эффект по нефтеотдаче. В результате внедрения предло-

женной программы циклического заводнения на Локосовском месторождении дополнительно получено 2,23 тыс. т нефти, при этом эффект по нефтеотдаче пласта составил 1,87 тыс. т.

В четвертой главе приведены результаты расчета на прогноз комплексного нестационарного воздействия, с помощью которого задействованы механизмы проведения циклического заводнения и форсированного отбора жидкости. С использованием методики выбора участков для проведения на них гидродинамических методов ПНП и по результатам гидродинамического моделирования на Нивагальском месторождении ТПП «Лангепаснефтегаз», как наиболее оптимальное, рекомендовано проведение комплексного нестационарного воздействия. Проводить его рекомендовано следующим образом: на нагнетательных скважинах проводится циклическое заводнение, при этом в полуцикл работы этих скважин по программе окружающие их реагирующие добывающие скважины останавливают, а в момент остановки закачки на них последние включаются в работу в режиме добычи. Таким образом, увеличивается градиент давления, и при циклическом заводнении на добывающих скважинах создается условие для форсирования отбора жидкости из пласта с изменением направления фильтрационных потоков (ИНФП) из-за литологической неоднородности пласта как зональной (по латерали - между скважинами), так и послойной (между пропластками).

Задачами данного этапа исследований были опробование методики подбора участков под циклическое воздействие и расчет параметров его проведения в режиме комплексного нестационарного заводнения; опробование и адаптация к геолого-промысловым условиям технологии НЗ; оценка результатов проводимых работ как основы при определении эффективности комплексной технологии.

Необходимо отметить, что на следующем этапе реагирующие добывающие скважины участков опытно-промышленных работ (ОПР) определялись на основе геолого-гидродинамического моделирования в программном комплексе «СУФР Х+». Дополнительная добыча рассчитывалась в этом программном комплексе с использованием модуля гидродинамического симулятора «Flow ZD». После определения технологической эффективности проведенных мероприятий был оценен прирост коэффициента извлечения нефти (извлекае-

мых запасов) за полгода с начала проведения ГТМ. Прирост от проведенных мероприятий по технологии комплексного воздействия составил 0,24 процента.

Промысловые эксперименты показали высокую эффективность применяемых ГТМ по оптимизации режимов эксплуатации скважин на участках объекта ЮВ| других месторождений, которая оказалась в примерно в 2 раза выше чем от остановок нагнетательных скважин, рассматривавшихся как нестационарное заводнение. Прирост извлекаемых запасов от применения НЗ определялся только по геолого-промысловым характеристикам определенным в результате вычисления на геолого-гидродинамической модели объекта ЮВ] Нивагальского месторождения.

По опытному участку на южной залежи при проведении комплексной технологии воздействия на остаточные запасы отмечается существенное увеличение технологической эффективности от проведенных мероприятий. Анализ результатов показал, что технологическая эффективность КНВ на южной залежи объекта (ОВ, Нивагальского месторождения по первому варианту составила в течение 6 месяцев 2,74 тыс. т дополнительно добытой нефти, по второму варианту за полгода может быть получено дополнительно 1,42 тыс. т нефти. Как наиболее эффективное и менее рискованное предложено проведение комплексного нестационарного воздействия по первому варианту с увеличением закачки на южной залежи объекта ЮВ| Нивагальского месторождения.

Прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) от применения технологии комплексного нестационарного воздействия на остаточные запасы определялся по расчетам на геолого-гидродинамической модели объекта ЮВ] Нивагальского месторождения. Прирост по лучшему варианту составил: по центральной залежи - 0,163 процента, по южной залежи - 0,632 процента. Расчеты показали, что применение предлагаемых мероприятий с текущего момента до окончания разработки (в среднем не менее 12...15 лет) позволит на скважинах южной залежи объекта ЮВ] Нивагальского месторождения получить прирост КИН на 5-6 %.

Таким образом, использование механизмов двух методов (НЗ и ФОЖ) при реализации комплексного нестационарного воздействия позволит повысить эффективность воздействия на остаточные запасы слабодренируемых зон пластов и предполагает применение этой технологии в разрезах пластов ЮВЬ

Основные выводы н рекомендации

1. С использованием прикладных статистических методов впервые выявлены наиболее влияющие на эффективность гидродинамических МУН геолого-промысловые параметры, значения которых учитывались при прогнозе эффекта от их применения гидродинамические методы ПНП. Доказана обоснованность применения регрессионно-корреляционного анализа, как статистического метода для анализа и прогноза эффективности применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи.

2. Разработана методика выбора участков, которая включает использование: картопостроения комплексного параметра геологической благоприятности для циклического заводнения по площади объекта, расчёт и выбор на основе данных четырёхслойной модели пласта вариантов и цикличности заводнения, результатов регрессионно-корреляционного анализа для прогноза эффективности планируемых к применению ГТМ и геолого-гидродинамического моделирования. Выбраны и рекомендованы для практической реализации два участка пластов БВ5 и БВ6 Локосовского месторождения под циклическое воздействие с полупериодами: участок № 134 - 41 сутки, и участок № 164 - 28 суток. Применение нестационарного заводнения на этих участках в 2011 г. позволило дополнительно добыть 2,23 тыс. т нефти, подтвердив обоснованность использования этой методики для выбора участков для её применения. Разработанная методика рекомендуется к практическому применению для выбора участков с целью применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

3. Геолого-промысловый анализ эффективности применения таких технологий как оптимизация режимов эксплуатации, нестационарное (циклическое) заводнение показал, что гидродинамические методы ПНП позволяют повысить эффективность разработки, а по результатам геолого-гидродинамического моделирования выявлено, что применение технологии комплексного нестационарного воздействия до завершения разработки пласта позволит увеличить КИН на 5 — 6 процентов на скважинах южной залежи объекта ЮВ! Ни-вагальского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз», которое и рекомендуется к практическому внедрению.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Гуляев В.Н. О концепции применения гидродинамических методов на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» / В.Н. Гуляев, H.A. Ланин, И.Г. Телегин, A.A. Поздняков, А.К. Ягафаров, Г.П. Зозуля, И.Е. Платонов // Бурение и нефть. - 2008. - № 2. - С. 38-41.

2. Гуляев В.Н. Гидродинамические методы воздействия на нефтяные залежи / В.Н. Гуляев, Н.П. Кузнецов, А.К. Ягафаров, В.А. Коротенко, Ю.В. Ваганов // Нефтепромысловое дело. — 2010. - № 10. — С. 16-21.

3. Гуляев В.Н. Обоснование применения нестационарного заводнения и совершенствование системы поддержания пластового давления на месторождении Дружное / В.Н. Гуляев, М.Р. Дулкарнаев, A.A. Вильданов, В.В. Баушин// Нефтяное хозяйство. - 2013.-№ 4 - С.104-106.

В других изданиях:

4. Гуляев В.Н. Геолого-статистический анализ результатов применения нестационарного заводнения на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» / В.Н. Гуляев, H.A. Ланин, А.К. Ягафаров, И.Е. Платонов // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Тр. международ, академ. конф. — Тюмень, 2007. - С.381-386.

5. Гуляев В.Н. Эффективность методов воздействия на нефтяные залежи: учебное пособие / В.Н. Гуляев, H.A. Ланин, А.К. Ягафаров, И.Е. Платонов,

A.C. Трофимов, Г.П. Зозуля. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. - 268 с.

6. Гуляев В.Н. Особенности выбора участков для применения технологии нестационарного заводнения / В.Н. Гуляев, H.A. Ланин, А.К. Ягафаров // Нефть и газ Западной Сибири: Тр. Всероссийской науч.-техн. конф. -Тюмень, ТюмГНГУ, 2009. - С.53-56.

7. Гуляев В.Н. Технология комплексного воздействия на нефтяные залежи /

B.Н. Гуляев, Ю.В. Ваганов, А.К. Ягафаров, В.А. Коротенко // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сборник Трудов Института Нефти и Газа и материалов Межрегиональной науч.-техн. конф. (ч.1). Тюмень, 2010. - С.75-84.

8. Гуляев В.Н. Применение гидродинамических методов ПНП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» / В.Н. Гуляев, H.A. Ланин, В.Н. Никифоров // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сборник Трудов Института Нефти и Газа и материалов Межрегиональной науч.-техн. конф. (ч.2). — Тюмень, 2010. - С.21-27.

9. Гуляев В.Н. Технология повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов / В.Н. Гуляев, А.К. Ягафаров, В.А. Коротенко, Ю.В. Ваганов // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сборник Трудов Института Нефти и Газа и материалов Межрегиональной науч.-техн. конф. (ч.2). - Тюмень, 2010. - С.51-60.

10. Гуляев В.Н. Применение нестационарного заводнения на нефтяных месторождениях Западной Сибири / В.Н. Гуляев, А.К. Ягафаров, В.А. Коротенко, С.К. Грачева // Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири: Тезисы докладов науч.-практ. конф. -Томск: STT, 2011.-С. 104-105.

11. Гуляев В.Н. Опыт применения гидродинамических методов ПНП пластов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» / В.Н. Гуляев, А.К. Ягафаров // Наука и ТЭК. - 2011. - № 2 - С. 104-105.

12. Гуляев В.Н. Опыт применения гидродинамических методов ПНП пластов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» // Нефтегазовый сервис. Западная Сибирь: Сборник трудов III технологического форума -Тюмень, 2012. - С.37-40.

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печати 20.03.2015 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ № 172.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

Соискатель

В.Н. Гуляев

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.