Методология проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме

Кузилов, Олег Игоревич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методология проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методология проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме"

УДК 622.276.2

На правах рукописи

КУЗИЛОВ ОЛЕГ ИГОРЕВИЧ

МЕТОДОЛОГИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕЛКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ НА ЕСТЕСТВЕННОМ АКТИВНОМ ВОДОНАПОРНОМ

РЕЖИМЕ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

К Г"1' ОП1

'14

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005549683

----- Уфа-2014

005549683

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») и Государственном автономном научном учреждении «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Республики Башкортостан (ГАНУ ИНТНМ РБ).

Научный руководитель - Котенёв Юрий Алексеевич,

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты: — Федоров Вячеслав Николаевич,

доктор технических наук, профессор, ООО «БашНИПИнефть», начальник отдела гидродинамических исследований скважин

— Антонов Максим Сергеевич,

кандидат технических наук, ООО «Нефтегазтехнология», заместитель директора по новым технологиям разработки нефтяных и газовых месторождений

Ведущая организация - ООО «Роснефть-УфаНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 18 июня 2014 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 16 мая 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор «/И^-Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Разработка мелких нефтяных месторождений имеет определенные особенности. Для корректного прогноза технологических показателей необходим ретроспективный геолого-технологнческий анализ разработки залежи нефти с оценкой энергетического потенциала. Как правило, расчет технологических показателей разработки в настоящее время проводится алгоритмами гидродинамического симулятора, адаптированного в границах месторождения, и не учитывает влияния «внешней» геолого-технологической обстановки, важной при разработке залежей без поддержания пластового давления. При этом недостаточная геолого-технологическая обоснованность показателей разработки даже в пределах одной-трех скважин может привести к существенным отклонениям динамики фактических показателей от проектных.

Исследования проводились на месторождениях Калининградской области. Расчетные значения технологического коэффициента извлечения нефти (КИН) по общеизвестной в отрасли методике с использованием характеристик вытеснения и с применением геолого-технологической модели могут отличаться на десять и более процентов. Очевидно, что точность прогнозирования определяется достоверностью и количеством исходной информации. Расхождение фактических показателей разработки и проектных, полученных в результате фильтрационного моделирования для мелких месторождений, требует использования контрольных методик расчета эксплуатационных показателей. Следует отметить, что использование коэффициентных методик и характеристик вытеснения позволяет оперативно оценить перспективы выработки запасов и определяет необходимость развития методологии использования последних.

Таким образом, методология расчетов технологических показателей для проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном режиме является актуальной.

Цель работы - обоснование методологии технологического проектирования и регулирования разработки для повышения эффективности выработки запасов нефти мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме.

Основные задачи исследований:

1. Анализ механизма выработки запасов нефти месторождений, разрабатываемых на естественном режиме;

2. Поиск закономерностей, определяющих эффективность выработки запасов нефти;

3. Ранжирование объектов разработки по геологическим критериям и эффективности выработки запасов;

4. Оценка значимости геолого-технологических мероприятий (ГТМ) и их влияния на величину коэффициента извлечения нефти;

5. Разработка методики оценки коэффициента извлечения нефти для проектирования и оперативного регулирования освоения мелких месторождений нефти.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области. Методы исследования: геолого-промысловый анализ разработки, методы трехмерного геологического и гидродинамического моделирования (ГДМ), многомерный статистический анализ, оценка и анализ геолого-промысловой информации.

Достоверность результатов исследований подтверждается сходимостью фактических и расчетных показателей разработки эксплуатационных объектов месторождений Калининградской области. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».

Научная новизна результатов работы

1. Для среднекембрийских отложений установлено, что при разработке месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме плотность сетки скважин и депрессия на пласт в краевых зонах залежей оказывают незначительное влияние на выработку запасов нефти.

2. По данным разработки однопластовых объектов на естественном режиме исследованы и обоснованы численные значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) без их лабораторного определения с использованием статистических данных добычи.

3. Разработана методика, позволяющая при минимуме геолого-физической информации выполнить экспресс-оценку технологического КИН без использования геолого-гидродинамического моделирования (ГГМ).

Основные защищаемые положения:

• методология геолого-гидродинамического моделирования и оперативного регулирования разработки мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме, основанная на уточнении данных фазового поведения флюидов и ранговой оценке влияния геолого-технологических параметров на выработку запасов;

• методика построения кривых ОФП по кривым относительных отборов нефти и воды; модифицированные кривые ОФП для среднекембрийских залежей нефти месторождений Калининградской области, позволяющие адаптировать фильтрационные модели по истории разработки с высокой точностью;

• методика экспресс-оценки технологического КИН в условиях недостаточной геолого-физической информации;

• зависимости влияния геолого-технологических параметров на выработку запасов нефти месторождений Калининградского вала по результатам математического и гидродинамического моделирования нефтеизвлечения и изменения пластового давления.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

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.

Практическая ценность результатов работы

Разработанные методики построения кривых ОФП по кривым относительных отборов нефти и воды, а также методика экспресс-оценки технологического КИН используются при технологическом проектировании и мониторинге разработки нефтяных месторождений Калининградской области.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; выработке методических подходов с целью точного прогнозирования темпов разработки месторождений нефти Калининградского региона; в проведении аналитических и математических исследований, обобщении их результатов, внедрении разработанных методик.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы реализованы при проектировании разработки нефтяных месторождений Калининградской области, докладывались на научно-технических совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» (Калининград, 2006 г.) и ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005, 2007, 2011 гг.), научно-практической конференции «Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа СевероЗападного региона России» (Санкт-Петербург, 2007 г.)

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура II объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 86 наименований. Работа изложена на 111 страницах машинописного текста, содержит 63 рисунка, 9 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи исследований, обозначены основные защищаемые положения, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе выполнен анализ геологического строения с определением особенностей геолого-физических характеристик пластовых систем продуктивных отложений, а также критический обзор реализации проектных решений по группе месторождений нефти Калининградской области.

Залежи нефти в Калининградской области (рисунок 1) приурочены к терригенным отложениям среднего кембрия (дейменаский надгоризонт). Все они (за исключением одного) разрабатываются на естественном активном водонапорном режиме и по действующей классификации относятся к

категории мелких. На основе анализа геолого-технологических мероприятий оценена возможность применения различных технологий, направленных на повышение степени нефтеизвлечения.

Анализ геологического строения месторождений Калининградской области позволил выделить некоторые геолого-физические особенности, в том числе малую вязкость и небольшое газосодержание пластовой нефти, низкое давление насыщения нефти газом, высокую пластовую температуру, высокую активность минерализованных пластовых вод хлоркальциевого типа, а также высокую анизотропию по проницаемости. Для рассмотренных залежей нефти экспериментально получены зависимости фазового поведения проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности, которые свидетельствуют о благоприятных условиях фильтрации нефти в пористой среде. Увеличение подвижности воды наступает при водонасыщенности пласта более 60 %, и к этому моменту значительная часть нефти будет уже вытеснена. Такое соотношение фазовых проницаемостей способствует высокой эффективности вытеснения нефти водой при естественном режиме работы пласта. При этом анализ фактических и полученных различными способами (характеристики вытеснения, гидродинамическое моделирование) технологических показателей разработки показал некоторое, а иногда и существенное, их расхождение.

Одним из основных приоритетов при подборе технологии, способа или метода воздействия на зону дренирования скважины является геологическая особенность продуктивного пласта. Залежи нефти в среднекембрийских отложениях Калининградской области в целом имеют благоприятные фильтра-ционно-емкостные свойства (ФЕС) коллектора. Но в отдельных случаях на залежах выделяются скважины, имеющие слабую гидродинамическую связь с пластом. Это скважины, в которых продуктивный разрез представлен частым чередованием коллектор-неколлектор или имеет низкие фильтрационные свойства, а также скважины, вышедшие из бурения с большим скин-фактором. Для подобных условий наиболее эффективной является обработка призабойной зоны пласта горючеокислительной смесью (ГОС) в комплексе с пороховым генератором давления (111Д).

Метод ГОС и ПГД был опробован в 1998 году на Северо-Красноборском, Ладушкинском и Славском нефтяных месторождениях. Последующая динамика его применения в течение трёх лет оставалась практически постоянной по объему на уровне трёх-четырёх скважино-операций в год. Проведено 89 скважино-операций (более 30 % действующего фонда). Геолого-технологический анализ применения метода показал, что эффективность работ зависит от качества подготовки ствола скважины и качества проведения самих работ, а также от степени выработанности запасов нефти по продуктивному разрезу. Кратность увеличения дебита нефти после обработки варьируется от отсутствия эффекта до 276 тонн дополнительной нефти и в среднем составляет 35 тонн.

г\ к

/;-■ \ ГЧ

/-> £С___--г

У*1' > С0Е1

./> а ¡за^л

ЛИТВА

А &

г .....Г... г

- -г,? /тншск

та.: - ' - - § -УУ'

ПОЛЬША

<3 . месторождения нефти ЕЗ - центральный пункт сбора I—I - нофтвсборный пункт ЕЭ • нсфгснадшинэя эстакада г~] - нсфтотсрминпп - нефтепровод

Г ИЬ .V"?;

•> / 23

31 13

^ ильдаясг

у...... чЛ] \ зз^., у'дагт* ч Аотч^-у !

~~ ---_______'__.;'

1 - КрасиоОорскоо

2 - Заиадла-Красиоборсхос З-Ушакоисков

4 - Мапииопсхос

6 - Ивановское Ь' Декмвнекле

7 - ГТпдушкинское

<0 - Свторо-КраслоЬврсков 1/ - Чвхопсга, И -Слдлсхсс

12 - Юино-Олим «исков 13. Ляешкинекое 14 • ЗАладно-Ушлковское

16 - Сепсро-Сплпиискои ад - Ю>»|о-акти6р«»снво 16- Олимпийской 23 -ЕЗасючно-Горинсхи!

24 - Коио-Исфинскап

25 -1 (ааа-Паасиксасхос

26 - Ершове кое

27 - Армейское 23 - Западно-Чеховское

Сади И»-Здйиевское

20 - Ратное

21 • Крлвиовсксе Щ6)

2э - Калининградское (СЭ>

30 - 3 ¡имд| к>Р ашшшское

31 - оапално-Огсрскоо

32 - Дзуж&щское 33- ДОМНОВСЯОР $1 - веселоаское

35 .«ово.сереОринское

Рисунок I - Обзорная схема расположения нефтяных месторождений Байкальской синеклизы

Анализ результатов внедрения технологий по ограничению водопритока позволил отметить, что положительный опыт проведения подобных ГТМ с целью изоляции (включая селективную) обводненных интервалов для геолого-промысловых условий среднекембрийских залежей с подошвенной водой отсутствует. Опробованы такие технологии, как закачка силикатов (жидкого стекла), гипана, полиакриламида, гранулированного магния, гелеобразующих композиций и различных эмульсий. Последние попытки проведения в 2004 году изоляции водопритоков с применением инвертной эмульсии на основе материала «Полисил-ДФ» привели к полной потере гидродинамической связи скважины с пластом (т.е. отсутствию притока при максимальной депрессии), а в некоторых случаях росту обводненности. В связи с этим применение гелеобразующих композиций и их закачка в добывающие скважины не рекомендуются из-за их низкой эффективности.

Также можно отметить, что для геолого-промысловых условий среднекембрийских залежей с активным напором краевых и подошвенных вод масштабное внедрение технологий по изоляции (закупорке) высокопроницаемых обводнённых прослоев (хаотически распределённых по объёму залежей) будет снижать интенсивность проявления капиллярных и гравитационных эффектов, т.е. приводить к потере нефтеотдачи.

Ретроспективный геолого-технологический анализ разработки мелких месторождений рассматриваемого региона позволил установить следующее:

- выработка запасов нефти происходит за счет преимущественного подъема водонефтяного контакта (ВНК) без оставления целиков нефти;

- оценка КИН в заводненном объеме залежей, проведенная в различные периоды разработки, показывает, что он увеличивается за счет доотмыва и стремится к своему пределу — коэффициенту вытеснения;

- лабораторные эксперименты на всех составных моделях пласта показывают или близкий к поршневому, или поршневой характер вытеснения нефти водой;

- снижение начального пластового давления по разрабатываемым месторождениям за весь период не превысило 10% и преимущественно составляет 5... 6% от первоначального, что показывает возможность эксплуатации месторождений без поддержания пластового давления на всех этапах разработки.

Вторая глава посвящена разработке методологии геолого-гидродинамического моделирования мелких месторождений на основе уточненных данных фазового поведения и ранговой оценки влияния геолого-технологических параметров залежи на нефтеотдачу.

Для Красноборского, Малиновского (южная и северная залежи), Западно-Красноборского и Дейминского месторождений на основе гидродинамического моделирования выполнена оценка влияния геолого-

технологических параметров залежи на нефтеотдачу. Месторождения объединены в одну группу с благоприятными свойствами и условиями разработки, отдельные различия позволяют их качественно ранжировать и провести сравнительную оценку факторов, влияющих на текущий и прогнозный КИН.

В таблице 1 приведены ранговые оценки по геологическим и технологическим параметрам для рассматриваемой группы месторождений. Анализ показал, что плотность сетки скважин и депрессия на пласт не оказали определяющего влияния на качество выработки запасов, т.е. на КИН. Вместе с тем, совокупность геологических параметров, характеризующих каждый из объектов в отдельности, влияет на степень извлечения нефти. В результате получена зависимость КИН от средневзвешенной ранговой оценки (рисунок 2). Добавление технологических параметров к ранговой оценке практически не изменило установленной для данной группы месторождений зависимости.

Таблица 1 - Ранговые оценки по геологическим и технологическим параметрам для месторождений Красноборской зоны нефтегазонакопления

Параметры Ранговые оценки

Красноборское Машшовское, южная залежь Западно-Красноборское Малиновское, северная залежь Дейминское

Коэффициент нефтеизвлечения 0,689 0,622 0,588 0,583 0,430

Коэффициент песчанистости 1 2 4 3 5

Коэффициент расчлененности 3 2 4 1 5

Пористость 1 2 1 2 3

Проницаемость 4 5 3 2 1

Нефтенасыщенность 1 1 2 3 4

Нефтенасыщенная толщина 1 3 2 4 5

Вязкость нефти в пластовых условиях 3 1 2 1 4

Средневзвешенная ранговая оценка по геологическим параметрам 2,0 2,3 2,6 2,3 3,9

Плотность сетки 1 3 4 5 2

Депрессия 1 3 2 3 4

Средневзвешенная ранговая оценка с привлечением технологических параметров 1,8 2,4 2,7 2,7 3,7

При гидродинамическом моделировании функциями, зависящими от насыщенности или от истории процесса разработки, являются относительные

Ф по геологическим параметрам @ с привлечением технологических параметров

Рисунок 2 - Графики зависимости КИН от средневзвешенной ранговой оценки

«Лабораторные» кривые ОФП и аналоги таких кривых, отвечающие продуктивным пластам как целостностям, существенно различаются между собой. Поэтому при моделировании «лабораторные» кривые целенаправленно модифицируются, что диктуется необходимостью адаптации фильтрационной модели по истории разработки для получения приемлемого совпадения фактических и смоделированных показателей по отбору флюидов. Модифицированные относительные фазовые проницаемости коллектора, полученные при моделировании месторождений Калининградской области, приведены на рисунке 3.

Концевые точки ОФП, соответствующие значениям связанной воды (остаточной водонасыщенности) и коэффициенту вытеснения, могут быть определены также по корреляционным зависимостям соответственно от пористости и проницаемости.

Для оценки коэффициента вытеснения может быть использован весь объем имеющейся информации, представленный в виде зависимости этого коэффициента от проницаемости (рисунок 4). При построении этой зависимости, полученной по 15-ти месторождениям Калининградской области (106 определений) для единого среднекембрийского продуктивного горизонта, диапазоны значений ФЕС составляют: по пористости - от 2,8 % до 19,8 %; по проницаемости - от 0,000037 до 5,458 мкм2.

О 0.5 1

Э\л/, доли ед.

О 0.5 1

Эт«, доли ед.

0.5

Г)

а) Чеховское; б) Гаевское; в) Южно-Олимпийское; г) Ладушкинское; д) Ново-Искринское; е) Олимпийское; ж) Семеновское; з) Северо-Красноборское; и) Славское; к) Северо-Славинское; л) Ушаковское; м) Восточно-Горинское (Бит - водонасыщенность; к - относительная проницаемость)

Рисунок 3 - Модифицированные ОФП коллектора по месторождениям

0.5

Проницаемость, мкм2

Рисунок 4 - График зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости

Уравнение регрессии имеет вид:

Кв =74,1517х£др333 , ( 1 )

где кпр - проницаемость коллектора, мкм".

Коэффициент вытеснения, характеризующий максимально возможную величину КИН и являющийся концевой точкой кривой относительной проницаемости для нефти, рассчитывается по формуле (1) с учетом статистического распределения проницаемости по образцам керна. Известен также критерий подобия вытеснения нефти водой из керна и из нефтяного пласта в естественных условиях [И.Г. Пермяков, 1975]: кривая «дебит нефти -накопленная добыча нефти» подобна кривой зависимости относительной фазовой проницаемости для нефти от водонасыщенности. Дебит выражается в долях от максимально достигнутого и откладывается по оси относительной проницаемости к, а накопленная добыча - в долях от активных извлекаемых запасов нефти и откладывается по оси водонасыщенности.

Ни один из способов аппроксимации не гарантирует получение полного соответствия расчетных построений и экспериментальных кривых. Сравнение экспериментальных и модифицированных ОФП показывает, что добиваться этого соответствия для целей гидродинамического моделирования и не нужно. Поэтому для залежей нефти с достаточно продолжительной историей разработки используется следующий подход: водонасыщенность 1 отождествляется с обводненностью продукции в пластовых условиях, а относительные фазовые проницаемости коллектора для нефти и воды - с относительным падением отбора нефти и ростом отбора воды соответственно.

По истории разработки строятся зависимости относительных отборов нефти и воды, приведенные к пластовым условиям, от обводненности продукции в пластовых условиях. Относительные отборы определяются по формулам:

= 1-

— относительное падение отбора нефти,

к1У = ( I - относительный рост отбора воды,

где Он- накопленная добыча нефти на временном шаге;

- накопленная добыча нефти за всю историю разработки;

Оц - накопленная добыча воды на временном шаге;

Овал ~ геологические запасы нефти;

п - коэффициент степени, оцениваемый экспериментально (коэффициент степени п определяется по экспериментальной зависимости параметра насыщения от водонасыщенности по данным лабораторного исследования образцов керна).

Для построения кривых относительных отборов используется следующая последовательность: сначала рассчитываются значения по формулам (2) и строятся кривые отборов, затем производится аппроксимация кривых каким-либо способом (например построением степенного тренда). Далее кривые перестраиваются по формулам тренда с постоянным шагом обводненности (например 0,1). После этого производится масштабирование концевых точек кривой относительного падения отбора нефти по оси абсцисс: начальной точке присваивается значение остаточной водонасыщенности, а конечной - значение равновесной насыщенности для нефти, равное коэффициенту вытеснения.

Модификация ОФП по кривым относительных отборов использована при моделировании Гаевского, Северо-Красноборского, Восточно-Горинского, Ново-Искринского нефтяных месторождений. Модели адаптированы по истории разработки с погрешностями, не превышающими 1,5 %.

Вторым видом функций, зависящих от насыщенности, являются функции капиллярного давления. При задании начального давления и насыщенностей моделью автоматически учитывается «псевдокапиллярное давление», обусловленное разницей гидростатических давлений фаз по высоте залежи.

Для водонефтяного случая при задании зависимости начальной водонасыщенности от пористости и высоты расположения над водонефтяным контактом инициируется начальная нефтенасыщенность фильтрационной модели, а дополнение модели зависимостью связанной воды от пористости полностью компенсирует отсутствие табличного вида капиллярных давлений.

Таким образом, отсутствие лабораторных определений относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления при гидродинамическом моделировании среднекембрийских месторождений нефти Калининградской области не является критическим. Использование обобщенных зависимостей позволяет достаточно точно определить концевые точки фильтрационных процессов, соответствующие содержанию связанной воды и остаточной нефтенасыщенности.

Особенности геолого-гидродинамического моделирования мелких месторождений с естественной водонапорной системой

На примере Ушаковского и Гаевского нефтяных месторождений предлагается методология гидродинамического моделирования на естественном режиме разработки. При создании фильтрационной модели использовалась модель двухфазной фильтрации «вода - нефть». Построение фильтрационной модели проводилось с помощью программного комплекса DESKTOP - VIP Landmark Graphics Corporation.

Главной особенностью методики построения гидродинамических моделей, максимально приближенных к геологическим или полностью им адекватных, является выделение фильтрационных слоев без какого-либо усреднения ФЕС.

Первой особенностью изложенной методики являются возможность адекватного описания коллектора по толщине и латерали (без необоснованного укрупнения шага сетки); описание работы коллектора в целом, а не его отдельных блоков; высокая скорость моделирования; интегрированное описание коллектора; ретроспективный анализ истории разработки на 20...30 лет. При этом используются только неявные конечно-разностные схемы, которые обеспечивают устойчивость вычислений.

Вторая особенность обусловлена активным естественным водонапорным режимом работы среднекембрийских залежей нефти Калининградской области. Пластовое давление сохраняется практически на уровне первоначального за счет имитации бесконечной области питания, полученной многократным увеличением порового объема законтурной области по внешним рядам фильтрационных блоков.

Третья особенность - минимально необходимое число фильтрационных блоков, позволяющее обеспечить высокую скорость вычислений. Это достигнуто соответствием границ сетки моделирования и внешнего контура нефтеносности.

По результатам построения и адаптации модели месторождения по истории разработки делается вывод о возможности (невозможности) ее дальнейшего использования для прогноза технологических показателей.

В третьей главе по месторождениям Калининградской области выполнена оценка влияния геолого-технологических параметров разработки на выработку запасов нефти.

Пласты месторождений Калининградской области являются высокопродуктивными по фильтрационно-емкостным свойствам и разрабатываются при преимущественном вертикальном вытеснении нефти горячей пластовой водой за счет подъема водонефтяного контакта. Выбранная стратегия выработки запасов данных объектов («снизу вверх»), реализованная за счет переноса интервалов перфорации и изоляции подошвенных вод, также положительно повлияла на выработку запасов. На текущий момент большинство месторождений находится на поздней стадии разработки со средней обводненностью продукции скважин более 90 % и выработкой начальных извлекаемых запасов (НИЗ) более 80 % (рисунок 5).

80 70 60 50 40

КИН, %

■Западно-Красноборское

ОМалиновское. южная залежь

■ Красноборское

оДейминское

д Малиновское, северная залежь

• Малиновское, северная залежь, категория В

Рисунок 5 - Сопоставление обводненности и текущего КИН по группе месторождений Красноборского вала

Выполненный анализ выработки запасов нефти по наиболее представительным месторождениям, таким как Ушаковское, Красноборское, Западно-Красноборское, Малиновское, Дейминское, показал неравномерность отборов нефти как в пределах различных куполов одного месторождения, так и в пределах однокупольной залежи. Так, например, состояние разработки северной залежи Ушаковского месторождения за последние три года существенно ухудшилось, о чем свидетельствуют высокий темп роста обводненности скважин (с 92 % до 96 %) и снижение отборов нефти в 2 раза. Первой причиной являются обводнение скважин западного купола залежи законтурной водой и образование слабодренируемой зоны в апикальной части купола. Вторая причина - закачка воды в продуктивную часть пласта в целях ее утилизации после перевода двух добывающих скважин в поглощающие на восточном куполе. По результатам гидродинамического моделирования установлено, что остаточные запасы нефти на западном куполе сосредоточены в прикровельной части. Анализ выработки запасов нефти показал признаки послойного обводнения прикровельной части, не вскрытой перфорацией. В северной части купола ГДМ подтверждает высокую выработку северного

участка западного купола.

В целом западный купол северной залежи характеризуется низкои выработкой запасов нефти. В среднем на одну скважину добыто 34 тыс. т, что почти в 10 раз меньше удельной добычи на восточном куполе залежи, где на одну скважину приходится 132 тыс. т нефти. При этом, если условно поделить

геологические запасы нефти по куполам, соотношение составит 1:3. Даже не исключая тот факт, что запасы нефти западного купола могли дренировать скважины восточного, очевидно, что состояние выработки запасов нефти западного купола существенно хуже.

Следует отметить, что ситуация с формированием слабодренируемой зоны из-за недостаточно плотной сетки скважин в купольных частях поднятий является частым явлением. Таким образом, можно обозначить прямую зависимость эффективности системы разработки от плотности сетки в купольной части. К примеру, на Красноярском месторождении плотность сетки в купольной части около 9 га/скв., и данное месторождение характеризуется наилучшими показателями разработки не только в Калининградском регионе, но и в России в целом (текущий КИН 0,661).

Другой особенностью разработки пластов среднего кембрия является влияние направления фильтрационных потоков, которое формируется за счет как геологического строения, так и реализуемой системы и режимов эксплуатации скважин. В связи с хорошей гидродинамической связанностью и высокими ФЕС пластов влияние технологических условий разработки в некоторых случаях может преобладать над геологическими. Одним из показательных примеров является случай с восточным куполом северной залежи Ушаковского месторождения, где с 1994 г. осуществляется утилизация пластовой воды через поглощающие скважины. В подобных условиях образовался активный фронт заводнения в сторону южной, юго-западной частей купола, что явилось следствием вытеснения нефти из неохваченных ранее участков. После этого доля воды увеличилась и достигла 98...99 %. В данном случае можно опровергнуть утверждение о неэффективности закачки воды в условиях активного водонапорного режима, однако это единственный пример положительного влияния на показатели эксплуатации скважин. Дополнительным обоснованием влияния технологических условий разработки является обратное перераспределение фильтрационных потоков и обводненности (скважина № 61: снижение доли воды с 99 % до 94 %, увеличение дебита по нефти до 7 т/сут), возникшее в результате увеличения отбора жидкости (скважина № 31: увеличение отбора с 40 до 127... 138 т/сут). Таким образом, для условий разработки подобных месторождений необходимо не только учитывать направление фильтрационных потоков, но и осуществлять его регулирование за счет изменения режимов эксплуатации скважин. В настоящий момент, в основном за счет репрессии со стороны поглощающих скважин, остаточные запасы нефти сосредоточены в южной и юго-западной частях восточного купола.

Четвертая глава посвящена разработке методики экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти при недостатке геолого-физической информации.

При вводе новых месторождений в пробную или опытно-промышленную эксплуатацию на стадии недостаточной изученности геологического строения залежей нефти имеющихся данных, как правило, не хватает для проведения детального анализа геолого-физических характеристик

продуктивного разреза и создания геологической и фильтрационной моделей. В этом случае более простым и целесообразным является использование широко апробированной методики оценки коэффициента извлечения нефти с помощью произведения трех коэффициентов: вытеснения (Кв), охвата заводнением (Коз) и охвата вытеснением (или охвата сеткой скважин) (Кс).

Коэффициент охвата пласта вытеснением (сеткой) (Кс) учитывает ту часть нефти, которая остается в пласте в линзах малых размеров и тупиковых зонах в местах выклинивания продуктивных пропластков и зависит от плотности сетки добывающих скважин и подвижности флюидов. Имеется несколько методических подходов к определению данного коэффициента: через произведение ряда коэффициентов, учитывающих неоднородность пласта по проницаемости, прерывистость пласта; с помощью эмпирических формул и др. Точное определение этого коэффициента невозможно, так как неизвестными остаются и истинная картина строения продуктивного пласта, и вариация физико-химических свойств насыщающих его флюидов, и истинная динамика процессов фильтрации.

В условиях недостатка геолого-физической информации о пласте предлагается следующий подход к определению коэффициента охвата вытеснением.

Алгоритм определения коэффициента охвата вытеснением:

• определяется макрозависимость Кс (прямая или обратная) от различных геологических и технологических монофакторов по уже разрабатываемым месторождениям;

• осуществляется подбор некоторого комплексного параметра 1Р, наилучшим способом описывающего характер изменения коэффициента охвата вытеснением. Подбор производится по критерию получения максимума показателя определенности - множественного коэффициента корреляции (И.) - вводом множителей по прямо пропорциональным монопараметрам и делителей по обратно пропорциональным.

Были проанализированы практически все проектные технологические документы на разработку нефтяных месторождений Калининградской области, где разными научно-исследовательскими организациями по различным методикам и в различное время обосновывался коэффициент охвата вытеснением. После рассмотрения и перебора множества монопараметров установлена оптимальная их комбинация (всего 10 параметров) по 18 месторождениям (залежам) нефти Калининградской области, позволяющая описать зависимость Кс от комплексного параметра 1Р с показателем определенности 0,8996.

Значения параметров, вошедших в формулу определения 1Р, приняты по данным подсчетов запасов нефти и растворенного газа и по данным проектных технологических документов на разработку месторождений. Диапазоны

охваченных значений всех составляющих комплексного параметра представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Диапазоны изменения использованных величин при определении параметра 1Р

Наименование Ед. изм. Диапазон изменения

Коэффициент открытой пористости доли ед. 0,091...0,160

Коэффициент начальной нефтенасыщенности доли ед. 0,770...0,940

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,610...0,945

Средняя проницаемость мкм'1 0,115...0,916

Расчлененность ед. 1,00...4,33

Плотность сетки скважин хЮ"4, м^скв. 11,8...75,0

Начальное пластовое давление МПа 20,1...25,5

Давление насыщения нефти газом МПа 1,78...5,43

Плотность пластовой нефти т/м' 0,720...0,829

Плотность пластовой воды т/м" 1,100...1,147

Коэффициент охвата вытеснением доли ед. 0,801...0,980

Для среднекембрийских песчаников Калининградской области комплексный параметр 1Р определяется по формуле:

!г .¡г .к -к

лпо "я Лл пр

1Р =-(3)

,8Рщс_

Рпл

где кпо - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

кн - коэффициент начальной нефтенасыщенности, доли ед.;

кп - коэффициент песчанистости, доли ед.;

кп? - средняя проницаемость, мкм2;

рн - плотность пластовой нефти, т/м3;

рв - плотность пластовой воды, т/м3;

кР - коэффициент расчлененности, ед.;

Рнас - давление насыщения нефти газом, МПа;

рпл - начальное пластовое давление, МПа;

5 - плотность сетки скважин, хЮ"4, м"/скв.

Графическое отображение использованных зависимостей при подборе 1Р-параметра приведено на рисунке 6.

График полученной зависимости коэффициента Кс от комплексного параметра 1Р приведен на рисунке 7.

Показатель определенности II2, равный 0,8996, означает, что получена практически функциональная зависимость;

• определяется коэффициент охвата вытеснением по формуле, описывающей линию тренда зависимости Кс от параметра 1Р:

Кс = 0,03454 х Ы(1Р) +1,102. (4)

1.00

■С 0.55 о

| 0.50

§: 0.85 О

о.ео 0.75

0.03 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16 0.1В Средняя пористость, доли ед.

1.00 0.85 0.50 0.35 0.30 0.75

0.70 0.75 0.80 0.85 0.Э0 0.85 1.00 Средняя нефгенасыщенмосгь, доли ед.

1.00

< 0.56 о

§ 0.90

3 0.86 1? 0.80 0.75.

0.5 0.6 0.7 0.3 йЭ 1.0 Песчанистасть, дали ед.

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 Средняя проницаемость, мкм2

1.00

0.75-------

0.с0 0.53 0.65 0.68 0.72 0.75 Отношение рн/рЕ, доли ед.

1.Ш1-,

О.и-.

0 75'

0 1 2 3 4 5

Расчлененность, ед.

Д)

О.ОО 0.05 0.10 115 020 0.2 Отношение Рнас'^пг., доли ед.

Я) « 60 Плотность гени, га^кв.

Ж) 3)

а) от средней пористости; б) от средней нефтенасыщенности; в) от песчанистости; г) от средней проницаемости; д) от отношения рн/рв; е) от расчлененности; ж) от отношения р„ас/рПл; з) от плотности сетки

Рисунок 6 - Графики зависимостей коэффициента охвата вытеснением Кс от монопараметров

Рисунок 7 - График зависимости коэффициента охвата вытеснением Кс от комплексного параметра 1Р

Очевидно, что для оценки коэффициента охвата сеткой все величины, входящие в формулу (3), можно считать константами, за исключением плотности сетки скважин Б. Зная средние геолого-физические характеристики продуктивного пласта нового объекта разработки (по данным исследований скважин-первооткрывательниц или по аналогии) и задаваясь различными значениями Б, несложно построить искомую зависимость коэффициента охвата вытеснением от плотности сетки скважин.

Предложенная методика может быть использована как при обосновании КИН, так и при технологическом проектировании разработки. Поскольку параметр 1Р носит интегральный характер, коэффициентная методика может быть также использована и для сопоставительной оценки при гидродинамическом моделировании разработки.

Предлагаемая методика использовалась при составлении проекта пробной эксплуатации Зайцевского нефтяного месторождения. Расчеты базировались на фактических данных бурения двух поисковых скважин и результатах оперативного подсчета запасов нефти. При проектной плотности сетки 18,8 га/скв. коэффициент охвата вытеснением равен 0,875 (рисунок 8), а при коэффициенте охвата вытеснением 0,681 и коэффициенте охвата заводнением 0,782 расчетный КИН составил 0,46.

1.00 £ с а 0.95 V

■ ;

10 1 5- 20 25 30 35 Плотность сетки скважин га/скв.

Рисунок 8 - График зависимости коэффициента охвата вытеснением Кс от плотности сетки Б скважин для Зайцевского нефтяного месторождения

Сравнение результатов геолого-гидродинамического моделирования и коэффициентной методики показывает их высокую сходимость. Так, для Северо-Красноборского месторождения величины технологического КТШ по фильтрационной модели и по описанной методике составили соответственно 0,616 и 0,608; для Южно-Олимпийского - 0,633 и 0,628; для Западно-Ушаковского - 0,591 и 0,589. Для Зайцевского месторождения технологический КИН по коэффициентной методике достигает величины 0,531 (с учётом поправки для коэффициента охвата заводнением); КИН по базовому варианту, полученный в 2006 г. при гидродинамическом моделировании, составляет 0,527.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполненное ранжирование эксплуатационных объектов месторождений Калининградской области позволило отметить, что плотность сетки скважин и депрессия на пласт не оказали определяющего влияния на качество выработки запасов, т.е. на КИН. Вместе с тем, совокупность геологических параметров, характеризующих каждый из объектов в отдельности, влияет на степень извлечения нефти. В результате получена зависимость КИН от средневзвешенной ранговой оценки. Наиболее рациональным способом является разработка месторождений на естественном режиме.

2. Установлено, что отсутствие лабораторных определений относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления при гидродинамическом моделировании среднекембрийских месторождений нефти не является критическим. Использование обобщенных зависимостей позволяет достаточно точно определить концевые точки фильтрационных процессов, соответствующие содержанию связанной воды и остаточной

нефтенасыщенности.

3. На примере Ушаковского и Гаевского нефтяных месторождений предложена методика гидродинамического моделирования на естественном режиме разработки. Главной особенностью методики построения гидродинамических моделей, максимально приближенных к геологическим моделям или полностью им адекватных, является выделение фильтрационных слоев без какого-либо усреднения фильтрационно-емкостных свойств.

4. Выполнена оценка влияния геолого-технологических параметров разработки на выработку запасов нефти месторождений Красноборского вала и обоснована возможность эффективного регулирования разработки изменением режимов эксплуатации скважин.

5. Разработана методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти при недостатке геолого-физической информации путем нового подхода к определению коэффициента охвата вытеснением (или коэффициента охвата сеткой скважин) без использования геолого-гидродинамического моделирования.

6. Обоснована методология геолого-гидродинамического моделирования и оперативного регулирования разработки мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме, базирующаяся на уточнении данных фазового поведения флюидов и ранговой оценке влияния геолого-технологических параметров на выработку запасов.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы 1. Кузилов, И. А. История проектирования разработки месторождений нефти Калининградской области [Текст] / И. А. Кузилов, О. И. Кузилов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. -№ 8.-С. 41-46.

2. Кузилов, О. И. Гидродинамическое моделирование: функции, зависящие от насыщенности [Текст] / О. И. Кузилов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 8. - С. 46-52.

3. Кесслер, Ю. А. Исследование нефтеотдачи по промысловым данным [Текст] / Ю. А. Кесслер, О. И. Кузилов, Н. П. Лебединец, И. О. Кузилов // Нефтепромысловое дело.-2013.-№ 1.-С. 15-16.

4. Кесслер, Ю. А. Особенности геологического строения и освоения углеводородного потенциала шельфа Балтийского моря на примере Кравцовского (D6) нефтяного месторождения [Текст] / Ю. А. Кесслер, О. И. Кузилов, В. М. Десятков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2013. - № 3. - С. 44-50.

Прочие печатные гадания

5. Кузилов, О. И. Методология проектирования разработки объектов на естественном режиме при помощи постоянно действующих моделей на базе VIP Landmark [Текст] / О. И. Кузилов, М. А. Токарев, А. Н. Червякова // Интервал. - 2003. - № 3. - С. 26-31.

6. Кузилов, О. И. Эффективность применения ГОС и ПГД на месторождениях Калининградской области [Текст] / О. И. Кузилов // Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2004 год: матер, совещания 14-15 апреля 2005 г., г. Москва. -М.: ООО «ПИАР-квадрат», 2005. - С. 83-87.

7. Кесслер, Ю. А. Основные направления повышения эффективности нефтедобычи на месторождениях Калининградской области [Текст] / Ю. А. Кесслер, В. М. Десятков, О. И. Кузилов // Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2005 год: матер, совещания 6-7 апреля 2006 г., г. Москва. - М.: ЗАО «Мосиздатинвест», 2006. - С. 84-94.

8. Десятков, В. М. Освоение УВ-потенциала шельфа Балтийского моря на примере Кравцовского (Д6) нефтяного месторождения [Текст] / В. М. Десятков, О. И. Кузилов // Проблемы изучения и освоения сырьевой

базы нефти и газа Северо-Западного региона России: сб. матер. Междунар. научн.-практ. конф. - СПб.: ВНИГРИ, 2007. - С. 108-117.

9. Кесслер, Ю. А. Основные и перспективные методы интенсификации нефтедобычи на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» [Текст] / Ю. А. Кесслер, В. М. Десятков, О. И. Кузилов, Д. В. Сентяков // Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2006 год: матер, совещания 18-19 апреля 2007 г., г. Москва. - М.: ГУОДНГ, 2007. -С. 86-95.

Ю.Малютина, Г. С. Особенности разработки залежей среднего кембрия на примере Ушаковского нефтяного месторождения Калининградской области [Текст] / Г. С. Малютина, И. В. Захаров, Р. М. Юсупов, В. М. Десятков, О. И. Кузилов, И. О. Кузилов // Эффективность разработки нефтяных месторождений и повышение нефтеотдачи пластов. - М.: ОАО «Всеросс. нефтегаз. научн.-исслед. ин-т», 2010. - Вып. 142. - С. 19-28.

11. Кузилов, О. И. Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при недостатке информации (для месторождений Калининградской области) [Текст] / О. И. Кузилов, И. А. Кузилов, И. О. Кузилов // Технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. - М.: ОАО «Всеросс. нефтегаз. научн.-исслед. ин-т», 2012. - Вып. 146. - С. 39-49.

12. Кузилов, И. О. Гидродинамическая обстановка в процессе эксплуатации нефтяных месторождений Калининградской области [Текст] / И. О. Кузилов, О. И. Кузилов, Ю. А. Котенев // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. научн. тр. - Уфа: ООО «Монография», 2014. - С. 230-237.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 15.04.2014 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,06. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 76. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кузилов, Олег Игоревич, Уфа

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Академии наук Республики Башкортостан

(ГАНУ «ИНТНМ» АН РБ) »

УДК 622.276.2 04201455625 На правах рукописи

КУЗИЛОВ ОЛЕГ ИГОРЕВИЧ

РЕЖИМЕ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель -Котенев Юрий Алексеевич, доктор технических наук, профессор

Уфа 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ............................................................................... 3

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ.......... 7

1.1. Обобщенная геологическая характеристика месторождений района исследований......................................................................... 7

1.2. Опыт и история проектирования разработки месторождений............ 17

1.3. Основные особенности разработки нефтяных месторождений........... 24

1.4. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи

и интенсификации добычи нефти................................................ 43

Выводы по главе 1...................................................................... 47

2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ

В УСЛОВИЯХ АКТИВНОГО ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА....... 48

2.1. Моделирование влияния геолого-технологических параметров залежи

на нефтеотдачу....................................................................... 48

2.2. Гидродинамическое моделирование функциями, зависящими

от насыщенности коллектора..................................................... 53

2.3. Методология проектирования разработки с использованием

reo лого-гидродинамического моделирования................................. 63

Выводы по главе 2...................................................................... 72

3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙ НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ

НЕФТИ................................................................................. 74

3.1. Анализ выработки запасов нефти............................................... 74

3.2. Оценка влияния геолого-технологических параметров месторождения

на эффективность разработки..................................................... 77

3.3. Анализ влияния геолого-технологических параметров на изменение пластового давления................................................................ 84

Выводы по главе 3...................................................................... 90

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ......................................................... 92

4.1. Актуальность экспресс-методик прогнозирования выработки

запасов................................................................................. 92

4.2. Методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти

при недостатке информации...................................................... 93

4.3. Адаптация и апробация методики экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти применительно к геолого-технологическим

условиям месторождений Калининградской области........................ 100

Выводы по главе 4...................................................................... 102

Основные выводы и рекомендации................................................ 103

Библиографический список использованной литературы.................. 104

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Разработка мелких нефтяных месторождений имеет определенные особенности. Для корректного прогноза технологических показателей необходим ретроспективный геолого-технологический анализ разработки залежи нефти с оценкой энергетического потенциала. Как правило, расчет технологических показателей разработки в настоящее время проводится алгоритмами гидродинамического симулятора, адаптированного в границах месторождения, и не учитывает влияния «внешней» геолого-технологической обстановки, важной при разработке залежей без поддержания пластового давления. При этом недостаточная геолого-технологическая обоснованность показателей разработки даже в пределах одной-трех скважин может привести к существенным отклонениям динамики фактических показателей от проектных.

Цель работы — обоснование методологии технологического проектирования и регулирования разработки для повышения эффективности выработки запасов нефти мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме.

Основные задачи исследований:

1. Анализ механизма выработки запасов нефти месторождений, разрабатываемых на естественном режиме;

2. Поиск закономерностей, определяющих эффективность выработки запасов нефти;

3. Ранжирование объектов разработки по геологическим критериям и эффективности выработки запасов;

с/

базе фактических данных ООО «ЛУКОИЛ-Калининградморнефть».

Научная новизна результатов работы

1. Для среднекембрийских отложений установлено, что при разработке месторождений нефти на естественномактивном водонапорном режиме плотность сетки скважин и депрессия на пласт в краевых зонах залежей оказывают незначительное влияние на выработку запасов нефти.

Основные защищаемые положения:

данных фазового поведения флюидов и ранговой оценке влияния геолого-технологических параметров на выработку запасов;

• методика построения кривых ОФЦ по кривым относительных отборов нефти и воды; модифицированные кривые ОФП для среднекембрийских залежей нефти месторождений Калининградской области, позволяющие адаптировать фильтрационные модели по истории разработки с высокой точностью;

• методика экспресс-оценки технологического КИН в условиях недостаточной геолого-физической информации;

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 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.

Практическая ценность результатов работы

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы реализованы при проектировании разработки нефтяны^ месторождений Калининградской области, докладывались на научно-технических совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ-

Калининградморнефть» (Калининград, 2006 г.) и ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005, 2007, 2011 гг.), научно-практической конференции «Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России» (Санкт-Петербург, 2007 г.)

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЛИНИГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ

1.1. Обобщенная геологическая характеристика месторождений района исследований

Расположенные на территории Калининградской области и Калининградского участка российского сектора шельфа Балтийского моря промышленно разрабатываемые месторождения нефти, так же как и перспективные структуры (рисунок 1.1), относятся к мелким и мельчайшим по извлекаемым запасам нефти (от 0,030 до 17 млн т). Единственным промышленно-нефтеносным региональным комплексом являются терригенные отложения среднего кембрия, представленные кварцевыми песчаниками и алевролитами с подчинёнными прослоями аргиллитов и глин..

Суммарные начальные извлекаемые ресурсы нефти региона оцениваются в 109 млн т, из них на сушу приходится 67 млн т и на шельф - 42 млн т. Разведанность ресурсов на суше составляет около 58,0 %, на шельфе - 17,7 %. Характерно, что разведанность ресурсов шельфа Балтики выше, чем по остальным шельфовым зонам России, где она на порядок ниже, чем по сопредельной суше.

По территории суши Калининградской области глубина залегания среднекембрийского продуктивного горизонта изменяется в направлении с востока на запад от 1550 м (Ново-Искринское месторождение) до 2480 м (Ладушкинское месторождение), в этом же направлении увеличивается толщина отложений и ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС).

В пределах. Калининградского участка российского, сектора шельфа

среднекембрийский горизонт залегает на глубине от 2100 м на северо-востоке

до 3000 м на юге. Мощность его изменяется от 71 (скв. Б6-2) до 94 м (скв.

С8-1). В составе горизонта практически повсеместно выделяются 5-7 пластов

мелко- и среднезернистых песчаников мощностью от 5 до 35 м. Они разделены

прослоями алевролитов и глин мощностью от 2 до 10 м. Суммарная мощность песчаников в разрезе продуктивного горизонта составляет 40...80 м. С северо-востока на юго-запад возрастает глинистость разреза, повышается содержание глинистого и кварцевого цемента в песчаниках. В этом же направлении снижаются ФЕС коллекторов. В акватории Балтийского моря их открытая пористость колеблется от 20% на северо-востоке до 4...7% на юге. Проницаемость кварцевых песчаников на Кравцовском месторождении изменяется от единиц до 7450 мД [1].

ПОЛЬША

V rv-

ЛИТВА

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Ишгипсы ОГ III (кровли ордовика)

- Разрывные нарушения

• Месторождения нефти

Непромышленные :$алежи нефти 0 Выявленные перспективные структуры

Рисунок 1.1 - Обзорная схема расположения нефтяных месторождений и перспективных структур Калининградской области

В тектоническом плане территория Калининградской области и прилегающая к ней акватория Балтийского моря приурочены к Балтийской синеклизе Восточно-Европейской платформы [2 - 5]. Нефтегеологические перспективы региона, как и всей синеклизы, связаны с каледонским комплексом пород.

На севере Балтийская синеклиза обрамлена Балтийским щитом, на востоке ограничена Латвийской седловиной, по которой отделяется от Московской синеклизы, на юго-востоке-Белорусско-Мазурской антеклизой. Её юго-западная граница совпадает с краевым швом Восточно-Европейской платформы, вдоль которого она граничит с эпикаледонской Западно-Европейской платформой. В посткаледонский этап развития Балтийская синеклиза формировалась в тесной связи с Западно-Европейской платформой и открывается на юго-западе в сторону внутриплатформенного Датско-Польского прогиба.

В административном отношении Балтийская синеклиза расположена в Калининградской области Российской Федерации, Литве, Латвии, Эстонии, Польше.

В соответствии со схемой тектонического районирования в пределах Калининградского участка выделяются Куршская впадина (А), Балтийская моноклиналь (АО, Балтийский вал (А2), Северо-Самбийская депрессия (А3), Западно-Куршский вал (АД Зеленоградская депрессия (А5), Самбийская ступень (А6), Калининградский вал (А7), Прегольская депрессия (А8), Багратионовская ступень (А9), Мамоновская депрессия (Аю), Болынаковская моноклиналь (Ап), Гусевская ступень (А12), Дружбинский выступ (А]4), Восточный борт Балтийской синеклизы (Б), Курземская структурная зона (В) (рисунок 1.2) [6].

Основные месторождения суши приурочены к структурам, объединенным в линейную тектоническую дислокацию и составляющим Калининградский вал (А7) широтного простирания размерами 4x40 км (Красноборское, Ушаковское, Малиновское, Западно-Красноборское, Исаковское, Дейминское, Ладушкинское, Славинское, Веселовское, Северо-Красноборское, Славское, Гаевское и другие месторождения) [2].

В пределах Северо-Западной моноклинали и Северо-Самбийской депрессии на шельфе выявлены локальные поднятия 02, Т)9, Б18, Б19, ОЗЗ, В44. Локальные поднятия С7, С9, СИ, С14, С32, С41, С42, С43 приурочены к экваториальной части Самбийской и Калининградской ступеней. На структуре С9 открыто небольшое нефтяное месторождение.

Наибольшей плотностью суммарных начальных ресурсов углеводородов характеризуется Западно-Куршский вал. Он имеет субмеридиональное простирание и в тектоническом отношении граничит на западе с Северо-Самбийской депрессией, на востоке - с Зеленоградской депрессией, на юге - с Самбийской ступенью. Восточное крыло вала осложнено системой сбросов субмеридионально-северо-восточного простирания с амплитудами от 20.. .30 до 80 м.

Условные знаки

- район работ

- границы структурных элементов I порядка

- границы структурных элементов II порядка

Месторождения нефти:

1 -Красноборское

2 Западно Красноборское

3 - Ушаковское

4 - Малиновское

5 - Исаковское

6 - Дейминское

7 - Ладушкинское

8 - Славинское

9 - Гаевское

10 - Северо-Красноборское

11 - Спавское

12 - Южно-Олимпийское

13 - Алешкинское

14 - Западно-Ушаковское

15 - Северо-Славинское

16 - Олимпийское

17 - Чеховское

18 - Семеновское

19 - Зайцевское

20 - Ратное

21 Кравцовское (Д6)

22 - Южно-Октябрьское

23 - Восточно-Горинское

24 - Ново-Искринское

25 - Ново-Павенковское

26 - Ершовское

27 - Армейское

28 - Западно-Чеховское

29 - Калининградское (С9)

30 - Западно-Ракитинское

31 - Западно-Озерское

32 - Дружбинское

33 - Домновское

34 - Весеповское

35 - Ново-Серебрянское

36 - Ягодное

37 -Гусевское

Тельшяйско-Приекульская структурная зона

¿о

- £ /о. $

(о

I»

Балтийская моноклиналь

Рисунок 1.2- Схема тектонического районирования территории Калининградской области [6].

К поднятому (западному) крылу Западно-Куршского. вала приурочена цепочка структур Б35, Б5, D27 (в Литве) и Б6, D29, Б41 (в российском секторе шельфа). Наиболее крупная и наиболее изученная из них - структура Б6, на которой в 1983 г. открыто Кравцовское месторождение нефти - одн

Информация о работе

Кузилов, Олег Игоревич
кандидата технических наук
Уфа, 2014
ВАК 25.00.17

Диссертация

Методология проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Методология проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы