Исследование выработки прерывистых пластов с применением гидроразрыва на основе геостохастического моделирования

Саттаров, Рамиль Зайтунович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование выработки прерывистых пластов с применением гидроразрыва на основе геостохастического моделирования
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование выработки прерывистых пластов с применением гидроразрыва на основе геостохастического моделирования"

САТТАРОВ РАМИЛЬ ЗАЙТУНОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ПРЕРЫВИСТЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРОРАЗРЫВА НА ОСНОВЕ ГЕОСТОХАСТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

1 6 ОКТ 2014

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма-2014

005553396

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Научный руководитель: доктор технических наук

Насыбуллии Арслан Валерьевич

Официальные оппоненты: Султанов Шамиль Ханифович

доктор технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», профессор;

Салимьянов Инис Тахировпч

кандидат технических наук, Казанский национальный исследовательский технологаческий университет, кафедра «Информатики и прикладной математики», доцент.

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью

«РН-УфаНИПИнефть», (г. Уфа)

Защита состоится 30 октября 2014 г. в 14 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, 32.

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

Автореферат разослан 26 сентября 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Львова И.В.

САТТАРОВ РАМИЛЬ ЗАЙТУНОВИЧ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

1 6 ОКТ 2014

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма-2014

005553396

Научный руководитель: доктор технических наук

Насыбуллип Арслан Валерьевич

Официальные оппоненты: Султанов Шамиль Ханифович

Салнмьянов Инне Тахировнч

кандидат технических наук, Казанский национальный исследовательский технологический университет, кафедра «Информатики и прикладной математики», доцент.

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью

«РН-УфаНИПИнефть», (г. Уфа)

Автореферат разослан 26 сентября 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Львова И.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность

За последние годы на месторождениях России наметилась тенденция к ухудшению структуры остаточных запасов. Значительная часть запасов находится в слабопроницаемых коллекторах и в зонах, не охваченных заводнением. Основным фактором, негативно влияющим на продуктивность и эффективность разработки, является неоднородность нефтяных пластов.

Нефтенасыщенные пласты представляют собой чередование проницаемых нефтенасыщенных песчаных или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых слоев, линз и пропластков. В пределах пласта может выделяться до 10 — 20 пропластков, что указывает на сильную расчлененность пластов. В связи со сложностью строения нефтяных залежей, очень трудно или невозможно обеспечить полное дренирование всего объема залежи и полный охват вытеснением нефти водой в добывающие скважины через нагнетательные. Грамотное и системное проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) может приводить к увеличению нефтеотдачи как за счет подключения недренируемых запасов нефти в изолированных линзах в неоднородных и расчлененных коллекторах, так и за счет вовлечения в разработку слабодренируемых целиков нефти и увеличения области дренирования. Проблема повышения эффективности проведения гидроразрыва становится актуальной в связи с переходом многих месторождений в более позднюю стадию разработки.

Цель работы. Повышение эффективности выработки прерывистых пластов с применением гидроразрыва на основе геостохастического компьютерного моделирования с учетом влияния основных показателей неоднородности продуктивных пластов на коэффициент извлечения нефти (на примере терригенных девонских отложений Ромашкинского месторождения).

Основные задачи исследований

1. Изучение влияния геологических особенностей месторождений и технологических факторов разработки на выработку запасов нефти.

2. Анализ влияния макронеоднородности пласта на коэффициент нефтеизвлечения нефтяного месторождения.

3. Изучение взаимовлияния основных параметров макронеоднородности пласта — коэффициента песчанистости (Кпсс) и коэффициента расчлененности (Крас)-

4. Анализ существующих вероятностно-статистических методик определения коэффициента охвата пласта сеткой скважин (Кохв).

5. Разработка автоматизированной методики определения коэффициента охвата сеткой скважин на этапе проектирования разработки терригенных отложений с применением геостохастической модели.

6. Анализ влияния проведения гидравлического разрыва пласта на прирост коэффициента охвата пласта с применением геостохастической

модели для условий девонских терригенных отложений Ромашкинского месторождения.

Научная новизна

1. Установлена зависимость коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости для терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения.

2. Определены параметры макронеоднородности (коэффициент расчлененности принимает максимальное значение при значении коэффициента песчанистости равном 0,53), характеризующие максимальное сложное строение коллекторов пласта.

3. Установлены зависимости коэффициентов охвата пласта сеткой скважин и заводнением от коэффициента расчлененности при рядной системе разработки.

4. Установлена регрессионная зависимость прироста коэффициента охвата пласта сеткой скважин от латеральных размеров линзы и полудлины трещины ГРП.

5. Получены эмпирические зависимости геометрических параметров трещины ГРП от проницаемости для выравнивания фронта заводнения для терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения.

Основные защищаемые положения

1. Автоматизированная методика определения коэффициента охвата сеткой скважин с применением геостохастической модели на основе вероятностно-статистического подхода.

2. Зависимость коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости при фиксированной толщине песчаного тела (линзы).

3. Зависимости коэффициентов охвата пласта сеткой скважин и заводнением от коэффициента расчлененности.

4. Верификация полученных данных с реальными объектами разработки.

5. Зависимость прироста коэффициента охвата пласта сеткой скважин от латеральных размеров линзы и полудлины трещины ГРП.

6. Зависимость параметров трещины от проницаемости для обеспечения более эффективной выработки неоднородных по проницаемости пластов.

Методы решения поставленных задач Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики и на использовании стохастических методов геологического моделирования пласта. Прогноз показателей разработки проводился с использованием гидродинамического моделирования.

Практическая значимость и реализация результатов исследований

1. Разработана автоматизированная методика определения коэффициента охвата пласта сеткой скважин с применением геостохастической модели.

2. Разработан программный комплекс "Promgeo", позволяющий определять коэффициент охвата пласта с учетом проведения гидроразрыва.

3. С использованием предложенных в работе методов анализа разработки нефтяных месторождений выполнен автоматизированный расчет коэффициента охвата сеткой скважин 10 объектов месторождений Татарстана с сопоставлением полученных результатов с данными разработки этих месторождений.

4. Программный комплекс "Promgeo" используется при подсчете запасов и проектировании разработки нефтяных месторождений.

5. Поданы на получение свидетельства о регистрации следующие программы для ЭВМ: LogView, PromGeo, WellsCorr.

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на VIII Международной научно-практической конференции «Геомодель-2006» (Геленджик, 2006 г.), юбилейной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г.Бугульма, 2006 г.), семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» (г. Азнакаево, 2011 г.), семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» (г.Бугульма, 2013 г.), секции ученого совета института «ТатНИПИнефть» (г.Бугульма, 2014 г.), Международной научно-практической конференции (г.Казань, 2014 г.).

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 106 наименований. Объем работы составляет 134 страницы, в том числе 64 рисунка, 6 таблиц.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, из них 6 работ опубликовано в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит участие в постановке и решении задач, моделирование процессов разработки, разработка компьютерных программ, анализ полученных результатов.

Краткое содержание работы

Во введении обоснованы актуальность работы, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и применение ее в решении задач геологии и разработки месторождений.

Изучению влияния прерывистости пластов и технологии гидроразрыва на эффективность выработки запасов посвящены работы ученых-исследователей:

Абдулмазитова Р.Г., Андреева В.А., Бадьянова В.А., Бакирова И.М., Борисова Ю.П., Блинова А.Ф., Валиханова A.B., Воинова В.В., Дияшева Р.Н., Желтова Ю.П., Закирова С.Н., Ибатуллина P.P., Котенева Ю.А., Лысенко В.Д., Муслимова Р.Х., Мухарского Э.Д., Мухаметшина В.Ш., Рябининой З.К., Салимьянова И.Т., Сатгарова М.М., Султанова Ш.Х.,

Токарева М.И., Тронова В.П., Фазлыева Р.Т., Халабуды Э. П., Хамзина Р.Г., Хисамова P.C., Хуснуллина М.Х., Швецова И.А., Щелкачева В.Н. и др.

В первой главе рассмотрены основные характеристики неоднородности пластов, влияние их на показатели разработки, изложены результаты опубликованных работ по изучению влияния геологических факторов неоднородности на выработку запасов, анализу влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарстана и Западной Сибири. Также представлены работы, посвященные исследованиям выработки запасов с учетом применения ГРП.

Основные продуктивные пласты осадочной толщи Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрофизического состава, коллекторских свойств и насыщенности слагающих пород.

Продуктивные отложения пашийского и кыновского горизонтов являются основными промышленными объектами месторождения. Пашийский горизонт Д: является многопластовым объектом, представленным переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых пород. Характерной особенностью пашийского горизонта в целом является замещение песчаноалевролитовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади.

Анализ распространения коллекторов по площади и разрезу, степень их расчлененности и неоднородности показал, что верхнепашийские и нижнепашийские отложения Ромашкинского месторождения необходимо рассматривать в качестве отдельных объектов разработки. На это указывают, например, значения песчанистости и расчлененности. Среднее значение коэффициента песчанистости для верхнепашийских отложений - 0,42, для нижнепашийских отложений - 0,56 (рисунок 1), среднее значение коэффициента расчлененности - соответственно 2,25 и 2,7 (рисунок 2).

Представленные карты также подтверждают сказанное (рисунки 1,2). На рисунке 1,а хорошо просматриваются вытянутые в меридиальном направлении зоны с высокими значениями коэффициента песчанистости. На карте рисунке 1,6 выделение зон с высокими значениями коэффициента песчанистости менее определенное и располагаться они могут в различных направлениях.

При сопоставлении карт песчанистости и расчлененности обнаружено, что зонам минимальных и максимальных значений коэффициента песчанистости соответствуют зоны минимальных значений коэффициента расчлененности. Средние же значения Кпес не коррелируются со значениями Крас, хотя связь между ними существует, и она подробно описывается во второй главе.

Различный характер залегания пластов в верхней и нижней пачке пластов пашийского горизонта может привести к различной выработке

шг

а) б)

Рисунок 1 - Карта песчанистости по верхнепашийским а) и нижнепашийским б) отложениям Ромашкинского месторождения (темным цветом обозначены высокие значения коэффициента песчанистости).

а) б)

Рисунок 2 - Карта расчлененности по верхнепашийским а) и нижнепашийским б) отложениям Ромашкинского месторождения (зеленым цветом обозначены высокие значения коэффициента песчанистости).

запасов нефти в них. В результате многими исследователями установлено, что в нижнепашийских отложениях выработка запасов происходит более равномерно, чем в верхнепашийских вследствие более однородного распределения коллекторов. Это подтверждается более низкими коэффициентами охвата в пластах верхнепашийских отложений. Так для верхнепашийских отложений среднее значение коэффициента охвата составляет 0,48, для нижнепашийских отложений — 0,63.

В условиях неоднородности пластов большое влияние на выработку запасов оказывают технологические факторы, такие как системы размещения скважин, темп их ввода в разработку, применение различных систем заводнения. Систему размещения скважин определяет плотность сетки скважин, геометрия их взаимного расположения, расстояния между зонами нагнетания и отбора, соотношение добывающих и нагнетательных скважин. Большое влияние на коэффициент охвата пласта и на коэффициент извлечения нефти в целом оказывает плотность сетки скважин.

В одной из работ (Р.Н. Дияшев и др.) характер влияния расчлененности продуктивных пластов на взаимосвязь нефтеизвлечения и плотности сетки скважин определялся по 24 объектам месторождений Татарстана, находящимся в поздней стадии разработки, с плотностью сетки скважин в пределах 17.„43 га/скв. Анализ позволил обнаружить, что наиболее четкую зависимость между плотностью сетки и нефтеизвлечением можно получить, распределив рассматриваемые объекты на группы по степени их расчлененности. В результате был сделан вывод, что нефтеизвлечение в сильной степени зависит от расчлененности продуктивных объектов.

Многие исследователи считают, что гидроразрыв пласта в определенной степени аналогичен увеличению плотности сетки скважин, поскольку при проведении ГРП возможно подключение гидродинамически изолированных пропластков (линз, не охваченных заводнением). В частности Афанасьевым И.С. и др. предлагается следующая формула изменения коэффициента охвата сеткой при проведении гидроразрыва:

где Ком, - функция коэффициента охвата от плотности сетки скважин;

Дг - эффективное увеличение плотности сетки скважин из-за проведения ГРП (в первом приближении эту величину можно брать близкой к величине полудлины трещины ГРП).

Во второй и четвертой главах представлен анализ влияния макронеоднородности на коэффициент охвата сеткой и приводится собственная зависимость прироста К^ при проведении ГРП.

Во второй главе приведены обзор стохастических методов в моделировании, набирающих большую популярность в нефтяной промышленности, обзор вероятностных и статистических подходов к оценке коэффициента охвата сеткой скважин в условиях неоднородности пластов и методика автоматизированного определения коэффициента охвата с применением стохастического моделирования.

Стохастические модели в наибольшей мере подходят для решения задач на основе вероятностных и статистических подходов. Они незаменимы при неопределенности распределений фаций в межскважинном пространстве. Стохастическое моделирование можно условно подразделить на две части: первоначальная оценка параметров статистических

О)

распределений и непосредственно генерация реализаций в соответствии с этими параметрами.

Простейшим и наиболее распространенным методом является последовательное моделирование индикаторов. Он положил начало различным продолжениям. Это метод усеченного гауссиана, и его продолжение — метод (усеченного) плюригауссиана.

Объектное стохастическое моделирование (ОСМ) представляет собой аналоговый тип моделирования. В процессе ОСМ случайным образом раскидываются некие объекты (фигуры, тела) в заданном пространстве. Объекты, в свою очередь, тоже обладают некоторыми параметрами, как стохастическими (направление, ориентация или размеры), так и детерминированными (форма).

Большое значение для анализа зависимости коэффициента охвата от параметров неоднородности имеет размер песчаного тела (линзы) и то, как это тело расположено по отношению к линиям нагнетания и отбора. Для определения размеров тел и их распределения в пространстве целесообразно применение объектно-ориентированного метода геостохастического моделирования. Этот метод используется во многих пакетах программ геологического моделирования. В данной работе эксперименты проводились в пакете Irap RMS фирмы Roxar.

Вероятностно-статистические методы позволяют оценить коэффициент охвата путем задания определенных характеристик геологического строения на множестве реализаций моделей.

Одна из этих методик реализована В.А. Бадьяновым и основывается на вероятностно-статистическом исследовании множества реализаций двумерной модели геологического объекта, сохраняющих интегральные характеристики и обеспечивающих случайное размещение по площади дифференциальных характеристик.

Пласт или горизонт разбивается на несколько плоскостей, согласных напластованию. По каждому из сечений вычисляется безусловная вероятность Р и условная вероятность коллектора Ру путем перебора всех пар с минимальным расстоянием между скважинами L и определения доли пар с исходом коллектор-коллектор.

Данная методика была опробована нами на трехмерных стохастических моделях. Куб литологии формировался случайным образом, но с учетом таких важных параметров неоднородности, как песчанистость и размеры песчаных тел (линз). Значения входных параметров принимались исходя из особенностей геологического строения терригенных пластов девонских отложений Ромашкинского месторождения. Коэффициент песчанистости изменялся в пределах от 0,2 до 0,7, в качестве характерных размеров линз принимались значения от 250 до 2000 м. На полученные модели накладывались сетки скважин с различными расстояниями между скважинами. Для каждого набора входных параметров было получено по 100 реализаций. Для каждой реализации модели с определенной сеткой скважин

получены коэффициенты охвата по аналитической формуле, предложенной В.А. Бадьяновым.

Проведен анализ изменения коэффициентов вариации данных параметров при разрежении сетки скважин и различных значениях размеров линз (рисунок 3). Как видно из рисунка, коэффициент вариации увеличивается при увеличении расстояния между скважинами. Это объясняется тем, что уменьшение коэффициента охвата при разрежении сетки вызывает возрастание неопределенности попадания скважин в пределы линз определенного размера. Увеличение размеров линз при определенном расстоянии между скважинами ведет к уменьшению коэффициента вариации, так как вероятность попадания скважин в пределы линз увеличивается, к вар

0,05

Рисунок 3 - Зависимость коэффициента вариации коэффициента охвата от шага сетки разработки и длин линз.

Определение наиболее вероятного из множества значений позволило построить графики зависимости усредненных значений коэффициента охвата от шага сетки разработки при определенном размере линз.

Как уже отмечалось, на усложнение геологического строения терригенных пластов влияет их расчлененность в совокупности с песчанистостью. Поэтому был проведен анализ зависимости коэффициента расчлененности (Крас) от коэффициента песчанистости (Кпес) с применением стохастического моделирования для дальнейшего применения результатов этого анализа при оценке прироста коэффициента охвата сеткой в результате проведения ГРП.

Приведенные в работе примеры геологических профилей кубов литологии с различными значениями коэффициента песчанистости наглядно демонстрируют зависимость коэффициента расчлененности от этого параметра неоднородности.

Результаты проведенных экспериментов представлены на рисунке 4 в виде маркеров. Как видим, наблюдается четкая взаимозависимость этих параметров макронеоднородности пласта. Причем значения размеров линз не влияют на характер зависимости. Это говорит о масштабной инвариантности

прерывистых пластов.

Все остальные эксперименты по определению взаимовлияния коэффициентов проведены при размере линз 500 м. Другим параметром, влияющим на расчлененность, является толщина пласта. Толщина пласта изменялась от 1 до 30 м. Полученные графики представлены на рисунке 4. В результате была получена следующая зависимость:

Крас = ^^ (1-02 Кпес - 1,01 К2пес - 0,01) + Кпес (2)

где Нщ, - толщина пласта, м;

Ьл - минимальная высота линзы, представляющей продуктивный пласт, м;

Кпес - коэффициент песчанистости, доля единиц.

Установлено, что одно и то же значение Крас возможно при двух значениях Кпес, кроме максимального значения расчлененности. Экстремум функции при Нщ, оо достигается при Кпес=0,5. Изменение толщины пласта до 5 м незначительно смещает положение экстремума вправо (на рисунке 4 отмечено областью серого цвета). Это свидетельствует о максимально сложном строении связанной области в этой зоне. Начиная с толщины пласта 5 м до 1 м функция (2) принимает максимальное значение при изменении Кпес от 0,6 до 1 соответственно. Коэффициент расчлененности равен единице при полном заполнении пласта коллектором (Кпес =1). При толщине пласта, равной толщине линзы, график зависимости представляет из себя прямую. Это самый нижний график на рисунке 4. Коэффициент расчлененности в этом случае будет равен коэффициенту песчанистости.

Толщина пласта Нп

Кпес 1

Рисунок 4 - Зависимость коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости при различных значениях толщины пласта (Ьд=1).

Коэффициент охвата заводнением оказывает существенное влияние на коэффициент извлечения нефти в целом. Он зависит от геологических и технологических факторов. Технологическими факторами являются система

разработки, темп ввода залежи или месторождения в разработку, темп отбора нефти.

Существует аналитическая формула, полученная А.Н. Юрьевым путем моделирования на стохастических моделях (моделировалась четырехкратная промывка объема пор). Коэффициент заводнения был получен аппроксимацией отношения добытой нефти к запасам в связанной области пласта при различных значениях Р и Z:

_ 1 _ £ Р (1-Р)(0.427+0.733 Р—0.826 Р2) I 0 < 1 < 3 I

зав ~ 3 ехр[13.19 (Р-0.60)2] I о < Р < 1 I '

где Р - вероятность коллектора (коэффициент песчанистости);

Z - безразмерное расстояние между зоной нагнетания и отбора.

Представленная зависимость наглядно показывает влияние геологического (коэффициент песчанистости Р) и технологического (безразмерное расстояние между зоной нагнетания и отбора Т) факторов на эффективность разработки, в данном случае на коэффициент заводнения.

Исходя из уравнений (2) и (3) нами построен график зависимости заводнения от коэффициента расчлененности (рисунок 5).

Рисунок 5 - Зависимость коэффициента заводнения от коэффициента расчлененности.

График этой зависимости напоминает петлю гистерезиса. Стрелками обозначено увеличение песчанистости. Сначала происходит увеличение песчанистости от 0 до критического значения расчлененности, при котором наблюдается максимальное усложнение литологического строения пласта. Это синяя кривая графика. При дальнейшем увеличении песчанистости увеличение происходит не по прежней траектории, а по траектории со значениями выше прежних значений и сходится в точке N при Кпес=1. Этой траектории соответствует красная кривая графика. Важной точкой на этом графике является точка М. Она соответствует минимальному значению коэффициента заводнения по формуле (3) и максимальному значению

коэффициента расчлененности по формуле (2). Этот график был построен для безразмерного расстояния между зоной нагнетания и отбора Z = 2, толщины пласта Нпл = 20 м и толщины линзы h, = 1 м. Изменение этих параметров изменит положение точки М на графике. Но характер зависимости коэффициента заводнения от коэффициента расчлененности останется всегда неизменным.

Разработанный нами программный модуль для определения коэффициента охвата написан на языке Делфи и встроен в программный комплекс PromGeo. Модуль позволяет оценить значение коэффициента охвата сеткой скважин на реальных или построенных стохастическим методом кубах. В качестве входных параметров выступают текстовый файл куба литологии, полученный из Irap RMS. Предусмотрено задание расстояния между скважинами. В этом случае на стохастические кубы литологии накладывается равномерная сетка скважин с заданным расстоянием между ними. При определении коэффициента охвата на реальных моделях предусмотрено наложение, как равномерной сетки, так и использование действительных координат скважин.

Получив зависимости коэффициента охвата сеткой скважин для различных значений коэффициента песчанистости и используя формулу (2) нами построен график зависимости коэффициента охвата сеткой от коэффициента расчлененности (рисунок 6) для размера линзы 700 при расстоянии между скважинами 500 м.

График состоит из трех участков. На первом участке Кохв почти линейно возрастает при увеличении Крас. Второй участок характеризует сложное строение коллектора при изменении Кпес от 0,4 до 0,7. На этом участке при незначительном изменении Крас коэффициент охвата (Кохв) может варьировать от 0,4 до 0,9. Третий участок показывает высокие

значения Кохв при выдержанный пласт.

высоких значениях КП1

то есть характеризует

Кохв 1

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 О

■ -■ 3

1 J

* -\-

Коэффициент песчанистости:

-0,7-1,0 -0,4-0,7 0-0,4

Крас

Рисунок 6 - Зависимость коэффициента охвата от коэффициента расчлененности (расстояние между скважинами 500 м, размер линзы 700 м).

Таким образом, сделан вывод, что коллектор имеет сложное строение при Кпес=0,5-0,6. Расчлененность при этих значениях максимальная. Это увеличивает неопределенность значений Кохв, которые зависят в данном случае от взаимного расположения пропластков и латеральных размеров линз.

В третьей главе проведена верификация результатов анализа макронеоднородности с реальными геологическими данными и результатов автоматизированной методики определения Кохв с промысловыми данными на примере девонских отложений Ромашкинского месторождения.

Сопоставление зависимости коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости проведено с использованием данных программного комплекса "Лазурит". Для выявления зависимости все скважины были разделены на группы по значению толщины пласта. В результате получено 4 группы скважин (таблица 1). В пределах каждой группы были определены 10 подгрупп с коэффициентами песчанистости, округленными до одной десятой, от ОД до 1,0. Для каждой подгруппы скважин определялось среднее значение коэффициента расчлененности.

Таблица 1 - Распределение скважин по группам

Номер Количество Диапазон толщин в группе,

группы скважин м

1 731 7-10

2 13171 11-15

3 6387 16-20

4 238 21-25

Рисунок 7, на котором нанесены маркеры соответствующие значениям Кпес и Крас дая каждой подгруппы реальных геологических объектов, подтверждает зависимость (2), полученную методом стохастического моделирования.

К расч 4

1.5 1 0.5 0

-1 '

Толщина пласта, м

■ 7-ю ♦ 10-15 X 15-20 А 20-25 К песч

Рисунок 7 - Зависимость Крас (для каждой группы скважин) от К: (округленной до одной десятой) верхней пачки девонских отложений Ромашкинского месторождения.

Используя зависимость Крас от Кпес, нами была определена характерная толщина геологических тел (линз) верхней пачки девонских отложений Ромашкинского месторождения. Исходя из формулы (2) получаем:

К ~ Нпл /

Крас- Кпес

(1,02 Кпес—1,01 Кпес2-0,01) + 1

(4)

По распределению на рисунке 8 видно, что характерные толщины линз для верхней пачки девонских отложений Ромашкинского месторождения лежат преимущественно в пределах от 0,9 до 2,0 м.

я 1500

111.............-

Толщина линзы, м

Рисунок 8 - Распределение характерных размеров линз для каждой скважины в пределах верхней пачки девонских отложений Ромашкинского

месторождения.

Верификация коэффициета охвата, полученного на реальных моделях с использованием автоматизированной методики, с промысловыми данными исследуемых объектов проведена с помощью характеристик вытеснения. Оценка коэффициента охвата сеткой скважин проводилась исходя из формулы:

К„

Сбал^выт^з:

(5)

где Кои, - коэффициент охвата сеткой; Квыт - коэффициент вытеснения; Кзав - коэффициент охвата заводнением; <ЗиЗВ - начальные извлекаемые запасы, тыс.т.; (Збал - балансовые запасы, тыс.т.

Балансовые запасы определялись непосредственно в геологической модели объемным методом, извлекаемые запасы - по характеристикам вытеснения (по формуле, предложенной Амелиным И.Д.). Коэффициент вытеснения вычислялся по аналитической формуле, полученной по

результатам лабораторных опытов на керне пашийского и кыновского горизонтов. Получены близкие значения коэффициентов охвата для выделенных объектов, определенные по формуле (5), со значениями, определенными по разработанной нами автоматизированной методике (рисунок 9). Относительное расхождение составило 7,7 %.

Кохв по методике

Рисунок 9 - Сопоставление значений коэффициентов охвата, определенными по промысловым данным, со значениями, определенными по автоматизированной методике.

В четвертой главе проведен компьютерный анализ влияния проведения гидравлического разрыва пласта на нефтеотдачу.

Методика определения коэффициента охвата с учетом проведения ГРП основывается на появлении связей между нагнетательными и добывающими скважинами. Наибольшая эффективность проведения ГРП наблюдается при расположении трещин перпендикулярно фильтрационному потоку, то есть когда трещины расположены вдоль нагнетательных и добывающих рядов. Увеличение коэффициента охвата при проведении ГРП происходит за счет подключения недренируемых запасов нефти в изолированных линзах в неоднородных и расчлененных коллекторах.

Для учета проведения ГРП алгоритм автоматизированной методики определения коэффициента охвата, представленный во второй главе был изменен. По измененному алгоритму проведено множество экспериментов при различных значениях расстояния между скважинами, полудлины трещин ГРП на стохастических кубах литологии, построенных для различных размеров линз, значений Кпес

На рисунке 10 показан прирост Кохв за счет проведения ГРП при значении полудлины трещины равной 50 м в зависимости от расстояния между скважинами и размеров линз. Коэффициент песчанистости равен 0,5.

Прирост Кохв 0,2 0,18 0,16 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0

Размер линзы, м: -*-100

-200

-Ф-300 —500

Расстояние м/у СКВ., м

Рисунок 10 - Зависимость прироста Кохв при значении полудлины трещины 50 м от расстояния между скважинами для различных размеров линз.

Наибольший прирост достигается при расстоянии между скважинами, равном латеральному размеру линзы. Причем это соотношение сохраняется при любом значении полудлины трещины:

ДК„

= 0,0178 D-°-656X,

(L=D)

(6)

где D - латеральный размер линзы, м;

Xf - полудлина трещины ГРП, м;

Амплитуда максимального значения прироста растет пропорционально увеличению полудлины трещины. Проведение ГРП наиболее эффективно в случае присутствия мелких линз. По мере увеличения размеров линз прирост уменьшается, что еще раз доказывает эффективность применения ГРП в сильнопрерывистых пластах.

Установлено, что прирост Кохв зависит не только от латеральных размеров линз и расстояния между скважинами, но и от Кпес и Крас. В результате экспериментов были получены обобщенные регрессионные зависимости прироста коэффициента охвата при проведении ГРП для различных геологических и технологических факторов:

ДКП

0,0178 D~0-656

expds'ci-o.6)*) К»ас Xf РФ (7)

где: F(—)

1 -^1.51 £>1

D | D

l1'

ехр [0.663 I)1'5],

2— -

n KDJ

L-<1 D

(8)

латеральный размер линзы, м; полудлина трещины ГРП, м; коэффициент песчанистости, доли единиц; коэффициент расчлененности, доли единиц; расстояние между скважинами, м.

Графики зависимости прироста Кохв от Кпес при постоянных значениях расстояния между скважинами, полудлины трещины и различных размерах линз (при условии L=D) представлены на рисунке 11.

Рисунок 11 - Зависимость прироста Кохв от коэффициента песчанистости за счет проведения ГРП для различных размеров линз (расстояние между скважинами 500 м, полудлина трещины ГРП - 50м, Ь=0).

Как видно из рисунка 11 прирост Ко^ достигается при значении Кпес= 0,53, то есть при максимальном значении Крас, которое характеризует максимально сложное строение коллектора. Таким образом, нами сделан вывод, что эффективность проведения ГРП значительно увеличивается при увеличении Крас, полудлины трещины гидроразрыва Х{ и уменьшении латеральных размеров линз Б относительно расстояний между скважинами Ь, то есть в случае увеличения прерывистости пластов. Для условий терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения с размерами линз 400-800 м прирост коэффициента нефтеизвлечения при проведении ГРП может достигать от 2,0 до 3,5%.

Для подтверждения данной зависимости проведен анализ прироста коэффициента охвата после проведения ГРП на цифровых фильтрационных моделях (ЦФМ) месторождения. Основой для построения ЦФМ послужили стохастические кубы литологии, с учетом особенностей геологического строения пластов девонских отложений Ромашкинского месторождения. На полученную литологическую модель накладывалась сетка скважин с различными расстояниями между ними. Скважины в модели вертикальные. На скважинах задавались интервалы перфорации на все продуктивные

Xf -

I^nec Крас L

пропластки в разрезе скважин. Ограничение по забойному давлению для добывающих и нагнетательных скважин задавалось свойственным объектам моделирования.

Полученные результаты определения коэффициентов охвата сеткой на фильтрационных моделях и их соответствие значениям, полученным по автоматизированной методике, позволили сделать вывод, что построенные фильтрационные модели отражают процессы, происходящие в моделируемых залежах нефти, и могут быть использованы для анализа и прогнозирования эффективности проведения ГРП.

Прирост коэффициента охвата оценивался путем моделирования ГРП на скважинах аналогично технологии, описанной в главе 2, то есть гидроразрыв моделировался во всех скважинах, направление трещин задавалось вдоль рядов нагнетательных и добывающих скважин. Прирост был оценен на литологических кубах с Кпес от 0,3 до 0,7 с расстояниями между скважинами 500 м для различных размеров линз. Расхождение полученных значений со значениями прироста коэффициента охвата при проведении ГРП, определенными по формулам (7), (8) не превысило 10 %.

Анализ прироста коэффициента охвата в зависимости от прерывистости пласта указывает на необходимость учета показателей макронеоднородности при проектировании ГРП. При этом подразумевалось, что пласты однородны по проницаемости, то есть однородны по структуре порового пространства. Кроме параметров макронеоднородности при анализе коэффициента охвата необходимо учитывать также неоднородность по фильтрационно-ёмкостным свойствам, прежде всего по проницаемости, поскольку она определяет соотношение притоков нефти и газа к забоям скважин, и, следовательно, влияет на систему разработки залежи. В работе для анализа влияния микронеоднородности проводилось компьютерное петрофизическое моделирование с применением вариограмм для распределения параметра пористости. Проницаемость определялась по корреляционной зависимости от пористости.

В результате было получено несколько реализаций кубов пористости и проницаемости, которые использовались для гидродинамического моделирования и оценки прироста коэффициента охвата при проведении гидроразрыва пластов, неоднородных по проницаемости для условий девонских отложений Ромашкинского месторождения.

На рисунке 12 представлены графики зависимости коэффициента охвата от времени для одного и того же куба литологии, но для различных ситуаций:

1. коллектор однороден по проницаемости (ГРП не проведен);

2. коллектор неоднороден по проницаемости (ГРП не проведен);

3. коллектор неоднороден по проницаемости (проведен ГРП с полудлиной трещины 100 м);

4. коллектор неоднороден по проницаемости (проведен ГРП с полудлинами трещин в зависимости от проницаемости).

Дата

— 500_05_дгр_р120 —500_05_дгр_р120_регсоп-500_05_р120 —500_05_в120_регсоп

Рисунок 12 - Сопоставление выработки запасов для однородных и неоднородных пластов по проницаемости (кривые 1 -4).

Как видно из рисунка 12, коэффициент охвата для неоднородного по проницаемости коллектора значительно ниже коэффициента охвата для однородного коллектора. Это объясняется неравномерностью заводнения и образованием целиков нефти. Проведение ГРП (кривая 3) с одинаковой полудлиной трещины позволяет увеличить темп выработки запасов и коэффициент охвата. Для повышения эффективности выработки запасов проведено разбиение значений коэффициента проницаемости в продуктивных интервалах скважинах на группы и подобраны геометрические параметры трещин для каждой группы. В результате экспериментов были выбраны оптимальные значения полудлины и ширины трещин ГРП.

Проведенные нами исследования на моделях позволили установить, что в продуктивных пластах с проницаемостью менее 30 • 10"3 мкм2 целесообразно проводить гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. Соответственно, в пластах с проницаемостью свыше 100 • 10"3 мкм2 с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм и в пластах с проницаемостью от 30 до 100 • 10"3 мкм2 с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм.

На рисунке 12 кривая 4, полученная с применением приведенной выше технологии, приближается к кривой 1 для пласта однородного по проницаемости. Коэффициент нефтеизвлечения при соблюдении этой технологии увеличивается на 8 %.

Нанесение средних значений геометрических параметров трещины и коэффициентов проницаемости на графики и аппроксимация их экспоненциальной функцией, позволило получить эмпирические зависимости параметров трещины от проницаемости:

где Хг - полудлина трещины, м; - ширина трещины, мм;

Кпр - коэффициент проницаемости, 10"3 мкм2.

Учет зависимости геометрических размеров трещин от проницаемости при проведении ГРП позволяет обеспечить упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повысить эффективность его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также сократить сроки разработки многопластового месторождения.

Основными результатами работы являются следующие:

1. На основе изучения влияния геологических особенностей месторождений (параметров неоднородности) и технологических факторов разработки (плотности сетки скважин) на выработку запасов нефти сделан вывод о необходимости их учета для оценки прироста коэффициента нефтеизвлечения при проведении гидроразрыва пласта.

2. На основе анализа методов геостохастического моделирования для определения коэффициента охвата пласта выбран объектный метод Composite, что позволило создать множество кубов литологии с различными характеристиками неоднородности для дальнейшей оценки значений Кохв и прироста значений Кохв в результате проведения гидроразрыва пласта.

3. Разработана автоматизированная методика определения коэффициента охвата сеткой скважин с применением геостохастической модели.

4. На основе экспериментов стохастического моделирования выявлена зависимость коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистое™ при фиксированной толщине песчаного тела (линзы).

5. Определены критические параметры макронеоднородности (коэффициент расчлененности принимает максимальное значение при значении коэффициента песчанистости равном 0,53), характеризующие максимально сложное строение коллекторов пласта.

6. Получено подтверждение зависимости коэффициента расчлененности

Xf = 110 • е"0012 КпР Wf = 0,79 ■ е0028КпР

(9)

(10)

Основные результаты и выводы

от коэффициента песчанистости на примере терригенных пластов девонских отложений Ромашкинского месторождения.

7. Исходя из зависимости коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости, получены зависимости коэффициентов охвата пласта сеткой скважин и заводнением от коэффициента расчлененности.

8. Произведен автоматизированный расчет коэффициента охвата сеткой скважин десяти объектов Ромашкинского месторождения, результаты которого сопоставлены с использованием характеристик вытеснения по выделенным группам скважин.

9. Установлена зависимость прироста коэффициента охвата пласта сеткой скважин при проведении гидроразрыва от параметров неоднородности, латеральных размеров линз и полудлин трещин ГРП, подтвержденная на фильтрационных моделях.

10. Показано, что проведение гидроразрыва пласта эффективно при значительной прерывистости пластов, которая характеризуется высокими значениями коэффициента расчлененности и небольшими размерами песчаных тел (линз) относительно расстояния между скважинами, то есть зависит от показателей макронеоднородности пласта.

11. Показан характер влияния неоднородности продуктивного пласта по проницаемости на выработку запасов нефти. Подбор оптимальной полудлины и ширины трещины позволяет увеличить коэффициент охвата за счет вовлечения целиков нефти, неохваченных процессом заводнения. Это необходимо учитывать при проектировании гидроразрыва пласта.

12. Установлены эмпирические зависимости геометрических параметров трещины от проницаемости для более эффективной выработки неоднородных по проницаемости пластов.

13. Расчеты по разработанной автоматизированной методике определения коэффициента охвата с применением геостохастической модели позволили установить характер влияния параметров микронеоднородности и макронеоднородности на эффективность выработки запасов при проведении гидроразрыва пласта.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Зинатуллин, М.Х. Сравнительный пересчет запасов нефти Бондюжского месторождения с применением компьютерных программных комплексов «Геопак» и «Z-МАР plus» /М.Х. Зинатуллин, О.В. Заяц, Р.З. Саттаров // Нефть Татарстана. - 2001. - № 2. - С. 40-43.

2. Саттаров, Р.З. Комплексная автоматизированная интерпретация геолого-геофизических данных с использованием программы «PROMGEO» / Р.З. Саттаров, В.А. Шакиров // Сборник докладов науч.- технич. конф., посвященной 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: Нефтяное хозяйство, 2006. - С. 71-74.

3. Долженков, В.Н. Геолого-промысловые особенности скоплений нефти в отложениях семилукского и мендымского горизонтов Ромашкинского месторождения / В.Н. Долженков, В.А. Шакиров, Р.З. Саттаров // Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Татарстана: сб. науч.тр. / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: НП «Закон и порядок», 2006. - С. 89-92.

4. Саттаров, Р.З. Многофункциональный визуализатор исходных геофизических кривых и результатов интерпретации, применяемых в геолого-промысловых работах / Р.З. Саттаров, В.А. Шакиров // Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Татарстана: сб. научных трудов / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: НП «Закон и порядок», 2006. - С. 93-97.

5. Абдулмазитов, Р.Г. Выявление особенностей строения залежей нефти живетского яруса Ромашкинского месторождения / Р.Г. Абдулмазитов, Рав.З. Саттаров, Рам.З. Саттаров, А.Б. Владимиров // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - С. 85-92.

6. Абдулмазитов, Р.Г. Анализ автоматизированной интерпретации геофизических и промысловых исследований с использованием программы PROMGEO / Р.Г. Абдулмазитов, Р.З. Саттаров // Нефтяное хозяйство. -2008. -№ 10.-С 94-96.

7. Абдулмазитов, Р.Г. Комплексный анализ автоматизированной интерпретации материалов ГИС и геолого-промысловых данных с использованием программы "PROMGEO" / Р.Г. Абдулмазитов, Р.З. Саттаров // Бурение и нефть. - 2009. - № 2. - С. 56-57.

8. Насыбуллин, A.B. Анализ зависимости коэффициента охвата пласта заводнением от основных показателей макронеоднородности / A.B. Насыбуллин, Р.З. Саттаров // Территория Нефтегаз. - 2014. - № 5. -С. 76-80.

9. Насыбуллин, A.B. Оценка влияния показателей макронеоднородности пласта на коэффициент охвата заводнением / A.B. Насыбуллин, Р.З. Саттаров, В.Ш. Шаисламов, М.Н. Шаймарданов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 2014,-№6,- С. 32-36.

10. Насыбуллин, A.B. Применение стохастического моделирования для оценки зависимости коэффициента охвата заводнением от показателей макронеоднородности / A.B. Насыбуллин, Р.З. Саттаров // Георесурсы. -2014.- № 1 (56).-С. 51-53.

11. Ханипов, М.Н. Исследование проблем извлечения нефти из неоднородных коллекторов с применением моделирования / A.B. Насыбуллин, Рав.З. Саттаров, Рам.З. Саттаров, // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Международной научно-практической конференции. - Казань: Изд-во «Фэн» АНРТ,2014.-С. 356-362.

12. Саттаров, Р.З. Исследование прироста коэффициента охвата пласта при проведении ГРП на основе геостохастического моделирования // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 9. - С 98-101.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на НР СУ СМ6040 тел.: (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 17.09.2014г. Заказ № 17091401, Тираж -100 экз.

Информация о работе

Саттаров, Рамиль Зайтунович
кандидата технических наук
Бугульма, 2014
ВАК 25.00.17

Автореферат

Похожие работы