Обоснование и разработка метода выбора технологий повышения нефтеотдачи с учетом геолого-физических свойств коллекторов ОАО "Томскнефть" ВНК

Иванов, Евгений Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование и разработка метода выбора технологий повышения нефтеотдачи с учетом геолого-физических свойств коллекторов ОАО "Томскнефть" ВНК
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и разработка метода выбора технологий повышения нефтеотдачи с учетом геолого-физических свойств коллекторов ОАО "Томскнефть" ВНК"

На правах рукописи

ИВАНОВ ЕВГЕНИЙ НИКОЛАЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДА ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ С УЧЕТОМ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 8 НОЯ 2013

Тюмень - 2013

005540773

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» Министерства образования и науки Российской Федерации

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Росляк Александр Тихонович

Официальные оппоненты: - Савиных Юрий Валентинович,

доктор химических наук, Институт химии нефти Сибирского отделения РАН, старший научный сотрудник;

- Земцов Юрий Васильевич, кандидат технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский нефтяной научный центр», старший эксперт по методам увеличения нефтеотдачи Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

«РН-КрасноярскНИПИнефть»

Защита состоится 24 декабря 2013 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 31.

Автореферат разослан «22» ноября 2013 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

кандидат технических наук, , //

г .¡¡/

доцент С*.^ Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Долговременная невостребованность в России современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) наряду со значительным ухудшением структуры извлекаемых запасов и низкой эффективностью их разработки традиционными методами привели к падению средней проектной нефтеотдачи в стране и одном из главных нефтедобывающих районов - Западной Сибири. Стабилизировать добычу действительно возможно за счет возрождения программы масштабного внедрения МУН. Однако возобновление программы внедрения технологий повышения нефтеотдачи связано с множеством проблем, которые нужно исследовать и решать.

Необходимость проведения комплексного анализа эффективности внедрения МУН на залежах для корректировки стратегии и тактики выполнения работ по восполнению ресурсной базы, а также отсутствие методов и программ подбора технологий воздействия для конкретных геологических условий объекта отмечается многими специалистами в области разработки нефтяных месторождений. Технологии увеличения нефтеотдачи проводятся точечно и несистемно, в том числе из-за отсутствия отработанной методики проектирования. В ОАО «Томскнефть» ВНК (Восточная нефтяная компания) набор применяемых технологий невелик и в основном включает физико-химические методы воздействия. Технологии используются на малых объектах с несколькими скважинами. Все это требует расширения спектра технологий увеличения добычи нефти и соответственно более детального подхода к вопросам оценки эффекта и выбора МУН применительно к конкретным геолого-физическим условиям коллекторов.

В этой связи, обоснование и разработка новых методов выбора технологий повышения нефтеотдачи является весьма актуальной задачей.

Цель работы

Обоснование и разработка метода выбора технологий увеличения нефтеотдачи для повышения эффективности их реализации на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК.

Основные задачи исследования

1. Систематизация свойств нефтяных коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК и сопоставительный анализ с геолого-промысловыми условиями эффективно осваиваемых нефтяных месторождений в мире.

2. Исследование и обоснование применимости технологий увеличения нефтеотдачи посредством адресного геолого-фильтрационного моделирования.

3. Разработка метода выбора технологий воздействия на нефтяные пласты и его реализация в соответствующих программных продуктах.

4. Оценка применимости и выбор МУН при разработке нефтяных месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтяные коллектора месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК, предметом - подход к выбору технологий увеличения нефтеотдачи.

Научная новизна выполненной работы

1. Впервые проведен сопоставительный анализ свойств нефтяных коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК с геолого-промысловыми условиями эффективно осваиваемых нефтяных месторождений в мире.

2. На основе геолого-фильтрационного моделирования месторождений, разработанного аналитического подхода к выбору МУН, анализа геолого-промысловых данных показано, что применение технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК необходимо планировать с учетом значительной пространственной неоднородности и динамики изменения свойств нефтегазовых залежей в процессе разработки.

3. Разработан новый метод выбора технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК, который учитывает девять видов неоднородности и динамику изменения свойств коллекторов.

Практическая ценность и реализация

Основные результаты геолого-гидродинамических исследований, разработанная база данных «Мировые и отечественные проекты МУН» и программа для ЭВМ «Матрица применимости МУН» для выбора технологии воздействия использовались в ОАО «ТомскНИПИнефть» при создании проектов разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Также результаты исследований применяются в учебном процессе ТПУ при подготовке специалистов по направлению «Нефтегазовое дело».

Основные защищаемые положения

1. Применение технологий увеличения нефтеотдачи, которым благоприятствуют начальные геолого-физические условия коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК, необходимо планировать с учетом значительной пространственной неоднородности и динамики изменения свойств нефтяных залежей.

2. Научно-методический подход к выбору технологий повышения нефтеотдачи применительно к геолого-физическим условиям разнородных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК, учитывающий геолого-физические параметры пласта, неоднородность и динамику изменения свойств коллекторов в процессе разработки.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 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».

Апробация результатов исследований

Основные положения работы докладывались на Научно-техническом Совете ОАО «ТомскНИГТИнефть» (Томск, 2010-2013 гг.); на Международной научно-практической конференции (НПК) «Увеличение нефтеотдачи -приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Казань, 2011); IV Всероссийской НПК «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» (Уфа, 2011); Всероссийской НПК «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2012); VIII Всероссийской НТК «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна» (Тюмень, 2012); Всероссийской НПК «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2013); IV Всероссийской НПК «Научные проблемы использования и охраны природных ресурсов России» (Самара, 2012); Международном симпозиуме им. Академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2010-2013); Всероссийской НПК «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», (Москва, 2011); Кустовой НТК молодых специалистов ОАО «НК» Роснефть» (Анапа, 2013).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 14 печатных работах, в том числе три работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Получено свидетельство о государственной регистрации базы данных, свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 27 таблиц, 50 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 114 наименований, 2 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна, личный вклад и практическая значимость диссертационной работы.

В первом разделе приводится анализ технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК и результаты исследования применимости технологий воздействия в различные периоды разработки.

В работе рассмотрены основные технологии увеличения нефтеотдачи с позиции их классификации по основному вытесняющему агенту. Обозначен потенциал и пути совершенствования технологий повышения нефтеотдачи.

Проведен анализ по применению технологий увеличения нефтеотдачи, который показал, что в период с 2006 г. по 2010 г. на 14 нефтяных месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК было произведено 320 скв./обработок, каждая из которых относится к физико-химическому типу воздействия. Показано, что не всегда данными технологиями удается получить значительную дополнительную добычу и прирост коэффициента извлечения нефти (КИН). По оценкам ОАО «РН «УфаНИПИнефть» технологический эффект в 2010 г. составил от 0,026 до 2,074 тыс. т/скв.- операцию.

Для оценки перспектив выбора технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК, автором проведена систематизация и обширный анализ по 170 залежам ОАО «Томскнефть» ВНК, включающий сопоставление усредненных геолого-физических (ГФ) свойств исследуемых коллекторов с наиболее благоприятными интервалами значений пластовых характеристик для применения технологий увеличения нефтеотдачи согласно мировому промысловому опыту. По итогам сравнительного анализа был выявлен процент залежей ОАО «Томскнефть» ВНК с геолого-физическими свойствами, схожими со значениями свойств коллекторов месторождений, где уже проводили успешные работы по применению технологий увеличения нефтеотдачи в мире. Как видно, совпадение получено практически по всем видам технологий, кроме парового воздействия (таблица 1).

Тем не менее, необходимо выбирать различные варианты МУН, исходя из конкретных условий коллекторов, так как месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК характеризуются значительной неоднородностью свойств коллекторов и

Таблица 1 - Сведения по сопоставительному анализу средних ГФ свойств коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК с благоприятными для применения МУН диапазонами ГФ свойств согласно мировому опыту

Количество совпадений по ГФ свойствам коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК, %

ГФ параметр / Тип МУН к пл. ф пл. Тпл. Гл. пл. р неф. ц неф. Кн пл.

Химические 16% 51% 37% 31% 96% 3% 38%

впг (внугрипластовое горение) 51% 54% 64% 31% 6% 100% 62%

Паровые 2% 1% 15% 0% 3% 100% 62%

ВГВ несмеш. (водогазовое) 65% 51% 68% 31% 6% 100% 92%

ВГВ смеш. 82% 49% 37% 99% 96% 97% 62%

Примечание. Свойства пласта: к пл. - проницаемость, ф пл. — пористость, Тпл. -температура, Гл. пл. - глубина; Кн пл. - коэффициент нефгенасыщенности. Свойства нефти: р неф., |Х неф. - плотность и вязкость

пластовых флюидов по латерали и вертикали. Проведенный анализ физико-химических проб нефти Крапивинского месторождения показывает, что по параметру вязкости нефти месторождение может быть дифференцировано минимум на три блока (Рисунок 1, а). Анализ проб нефти Лугинецкого месторождения выявляет скважины, которые находятся в непосредственной близости, но имеют различную плотность нефти (Рисунок 1, б).

2550 Вязкость, мПа*с 20

2 ♦ о

03 В • о*

ц с * 0 о ♦ о Ч>

Я Я О

я ю

•-•у. — Центральный блок

• г • Оо — Северный блок

а) • — Южный блок

Рисунок 1 - График распределения вязкости нефти месторождения (а) Фрагмент

Крапивинского карты с

структурной

обозначением плотности нефти в т/м3 по скважинам (объект Ю^12, Лугинецкое месторождение) (б)

Ввиду динамики свойств коллекторов и пластовых флюидов во время разработки месторождений временное окно применимости технологий повышения нефтеотдачи может быть утеряно, если их отложили по каким-либо причинам. Для оценки влияния динамики свойств коллекторов на применимость технологий воздействия были использованы результаты геолого-фильтрационного моделирования, проведенного автором на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК.

Первый исследуемый параметр относится к пластовому давлению (Рпл), значительное снижение которого практически означает потерю энергии пласта. На рисунке 2 изображены построенные карты применимости закачки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) по Крапивинскому месторождению, показывающие участки объекта Ю1ЗА+ЗБ, где может быть применена технология в начальный момент времени разработки в 2001 г., в 2004 г. и в 2013 г.

Рисунок 2 - Карты применимости для технологии закачки ШФЛУ по Рпл. на 2001 г. (а), 2004 г. (б), 2013 г. (в) (объект Ю,ЗА+ЗБ, Крапивинское месторождение)

Условные обозначения: 1) Зона смешивающегося вытеснения (СВ) Рпл >272 атм. 2) Зона частично СВ (272<Рпл<152 атм.) 3) Зона несмешивающегося вытеснения (Рпл<152 атм.)

Зона смешивающегося вытеснения уменьшается по годам, в 2013 г. уже появляется зона, где не может происходить смешивающееся вытеснение ввиду значительного снижения Рпл ниже давления частичного смешивания - 150 атмосфер (атм). В таком случае при закачке газа степень извлечения углеводородов не будет одинаковой на всех участках объекта.

Карты применимости технологии закачки щелочей, ПАВ, полимеров (Щ1II1) по второму рассматриваемому параметру, среднему коэффициенту нефтенасыщенности (Кн), объекта АВ,(2Б+3) Советского месторождения показывают, как «исчезают» перспективные участки, Кн которых должен составлять как минимум 35%, а более оптимально 53% (Рисунок 3 а, б). Вместе с тем, содержание глин - хорошего адсорбента, снижающего эффективный расход рабочего агента, остается на прежнем уровне. Данный факт показан на примере построения средней карты альфа ПС на основе данных РИГИС объекта АВ,<2Ь 13), где низкие значения являются показателем глинистости коллектора (РисунокЗ, в).

Рисунок 3 — Карты применимости для технологии закачки ЩПП по Кн на 1966 г. (а) и 2013 г. (б), Карта альфа ПС (в) (Советское месторождение, объект АВ,2Б+3)

Условные обозначения: 1) Зона Кн >53% 2) Зона Кн >35% и < 53% 3) Зона Кн < 35%

Третьим исследуемым динамическим параметром во время разработки является относительная фазовая проницаемость (ОФП) насыщающего флюида. На объекте Ю,3 Лугинецкого месторождения в результате длительного заводнения к 2013 г. изначально высокая ОФП для нефти в южной части залежи снижается до низких значений и водонасыщенная зона пласта достигает большинства добывающих скважин, что приводит к их закрытию, либо негативно сказывается на извлечении остаточной нефти (Рисунок 4).

кчуж. ьезвазиер) .за

|3.8»8>

■г-'

Рисунок 4 - Карты относительных фазовых проницаемостей по нефти объекта Ю,3 Лугинецкого месторождения на начало разработки 1983 г. (а), 2004 г. (б) и 2013 г. (в)

Значимость параметра начальной нефтенасыщенной толщины (ННТ) коллектора в случае применения технологии бурения многозабойных скважин (МЗС) показана на примере низкопроницаемого объекта Ю13 4 Западно-Карайского месторождения. По критериям применимости использование МЗС наиболее благоприятно при значительных толщинах пласта, более 12-15 м (восточная часть месторождения). На рисунке 5 (а, б) изображены построенные карта ННТ и соответствующая карта применимости технологии МЗС на 2013 г.

а)

--- >

Рисунок 5 - Схема расстановки МЗС на карте ННТ (а) и карте применимости технологии по ННТ объекта Ю^4 Западно-Карайского месторождения (б) Условные обозначения: 1 - зона высокой применимости, 2 — зона применимости «от средней до высокой»

С целью определения преимущества использования МЗС при текущих ННТ перед традиционной технологией бурения наклонно-направленных скважин на геолого-фильтрационной модели пласта 1С>13+4 автором были

рассчитаны два варианта разработки: 1) избирательная система МЗС (Рисунок 5 а, б); 2) избирательная система наклонно-направленных скважин. Согласно результатам численных расчетов, наблюдается увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) по сравнению с традиционной технологией в 1,5 раза на 2044 г. через 30 лет после начала разработки (Рисунок 6).

Рисунок 6 - Зависимость КИН от вида физического воздействия

В случае коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами создание сети трещин может стать оптимальным способом эффективного освоения запасов. Рассмотрено Трайгородско-Кондаковское нефтяное месторождение, со средней проницаемостью порядка 1 мД. На геолого-фильтрационной модели объектов Ю/ и К),3 4 месторождения автором было рассчитано несколько прогнозных вариантов разработки месторождения с пятиточечной системой расстановки скважин: а) закачка воды; б) закачка газа в режиме несмешивающегося вытеснения; в) разработка горизонтальными скважинами с применением технологии многостадийного ГРП (МГРП). Как показал расчет на гидродинамическом симуляторе Eclipse, наибольшая эффективность к 2060 г. достигается посредством варианта разработки горизонтальными скважинами с МГРП (Рисунок 7).

По результатам проведенного анализа можно сделать вывод, что технологии воздействия на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК необходимо планировать и проводить с учетом неоднородности свойств коллекторов и их динамики изменения в процессе разработки.

Рисунок 7 - Накопленная добыча нефти по вариантам разработки

Во втором разделе выполнен аналитический обзор методов выбора технологий повышения нефтеотдачи.

Как было упомянуто, если скрининг (что означает выбор, отбор) технологий для месторождения проводили единожды, то можно не успеть с проектным решением по применению МУН. Это требует системного мониторинга месторождения на предмет применения технологий. Однако «ручным» перебором подобрать технологии воздействия к разнообразию геолого-физических условий с учетом особенностей месторождений очень сложно, а зачастую невозможно. В настоящее время в Томской области стоит на балансе не менее 170 залежей. Если учесть, что на существующих месторождениях количество участков, где применяют технологии воздействия, составляет от 1 до 12 (по данным отчетов «РН-УфаНИПИнефть»), и каждый участок в этом случае будет характеризоваться собственными средними геолого-физическими параметрами, то количество вариантов может составить от 2720 до 32640. Если проводить его повторно или систематически, количество вариантов только возрастет. В этой связи, для возможности системного скрининга технологий воздействия необходимо обобщить результаты современных методик предпроектного выбора технологий повышения нефтеотдачи и выработать новый метод выбора для месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК.

Вопросам оценки эффективности и выбора (скрининга) технологий увеличения нефтеотдачи посвящены работы многих отечественных и зарубежных исследователей. Большой вклад в решение этих проблем внесли Р.Х. Муслимов, M.JI. Сургучев, JI.M. Сургучев, Ю.П. Желтов, A.A. Боксерман, Ю.А. Подцубный, P.P. Ибатуллин, Е.Д. Подымов, Г.С. Степанова, H.A. Еремин, В. Альварадо, Э. Манрик, J. Burger, D.W. Green, J.J. Taber, F.D. Martin, R.S. Seright, R. Henson и др.

Для скрининговых исследований МУН за рубежом разработаны программы на базе искусственного интеллекта, например, « S WORD» Petec Software, «EORgui» Petroleum Solutions. В России программа, предложенная Е.Д. Подымовым и др., также показала свою эффективность при выборе воздействий на месторождениях Татарстана.

Несмотря на значительные преимущества, прямое использование данных программных продуктов не всегда возможно для месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК и имеет свои недостатки:

- имеющиеся технологии зачастую разработаны под конкретные условия коллекторов, либо с использованием местных химических реагентов и для условий применения на ограниченных участках месторождений;

- опыт проектирования технологий увеличения нефтеотдачи в Западной Сибири невелик по сравнению с мировым опытом. По мнению автора, необходима программная система выбора, которая не только обучается, но и обучает пользователя, то есть производит двусторонний обмен знаниями и их систематизацию в диалоговом режиме;

- зарубежные программы включают интегрированные базы данных по проектам МУН в мире, однако из-за отсутствия официальной статистики, информация по отечественным месторождениям, в особенности по региону Западной Сибири, не включалась в них за исключением единичных случаев;

- на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК сильно развита неоднородность пластов на различных уровнях. В настоящих системах подбора технологий не уделялось значительного внимания данному фактору.

Кроме того, обширный скрининг технологий с помощью программных средств не проводился на нефтяных месторождениях Томской области, что требует развития новых методов выбора технологий повышения нефтеотдачи.

В третьем разделе представлены результаты разработки метода выбора технологий повышения нефтеотдачи с учетом геолого-физических свойств коллекторов Томской области.

Для выбора технологий увеличения нефтеизвлечения автором разработан метод выбора и его программная реализация «Матрица применимости МУН». Программа разработана по типу экспертной системы на языке программирования С# в MS Visual Studio 2010, и включает в себя базу знаний «Мировые и отечественные проекты МУН», решатель и визуализатор.

Разработанная авторская база знаний является основополагающим элементом системы, который содержит следующую накопленную информацию:

— геолого-физические свойства и технологические параметры, результаты использования МУН на зарубежных и российских месторождениях, всего по 27 контролируемым параметрам по 834 проектам в период с 1994 г. по 2010 г., из них 386 проектов закачки газа, 49 проектов по физико-химическим технологиям, 300 термических проектов. Количество отечественных проектов составляет 55, зарубежных - 779. Отдельно подключается таблица по использованию проектов МУН из внутренней базы данных на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК (>50);

- геолого-промысловые критерии применимости по 15 базовым МУН, собранные и систематизированные по авторам: М.Л. Сургучев, Р.Х. Муслимов, Г.С. Степанова, J.J. Taber, F.D. Martin, R.S. Seright, A. Aladasani и сформированные в результате анализа базы данных проектов. Технологии, по которым были систематизированы критерии включают закачку азота и топочного газа (N2/Ta3), углекислого газа (С02), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), (водо)газовые воздействия (ВГВ), термогазовое воздействие (ТГВ), закачку пара, внутрипластовое горение (ВПГ), циклическая закачка, форсированный отбор жидкости (ФОЖ), полимерное заводнение, закачку полимеров, ПАВ, щелочей, сшитые полимерные системы (СПС), вязко-

упругие системы (ВУС), полимер-гелевые системы (ПГС) «Темпоскрин», полимер-дисперсные системы и гелевые системы (ПДС и ГС);

- обширная структурированная информация по МУН: описание технологий, их ограничения, влияние каждого геолого-физического свойства на эффективность метода воздействия, ссылки на используемую литературу (вышеперечисленные авторы, статьи 8РЕ и др.).

Отличительной особенностью нового аналитического инструмента является возможность обновления базы знаний необходимой информацией в сфере методов увеличения нефтеотдачи, которая аккумулируется в процессе разработки нефтяных месторождений в различных регионах и странах. База знаний может быть дополнена информацией по следующим составляющим: целевые технологии, позволяющие учитывать новые разработки в области повышения нефтеотдачи; новые проекты МУН, обеспечивающие актуализацию фактических данных из практики крупных и малых нефтегазовых компаний; новые знания для систематизации информации по технологиям воздействия.

Решатель в системе выполняет логический вывод из базы знаний. Программный визуализатор в программе предназначен для отображения графической и текстовой информации.

Таким образом, разработанная схема выбора технологий повышения нефтеотдачи представлена на рисунке 8.

В процедуру выбора помимо обновления базы данных входит обычный и детальный скрининг (отбор) для основных и дополняемых технологий увеличения нефтеотдачи.

Обычный скрининг осуществляется по схеме:

- ввод входных данных о резервуаре по геолого-физическим и технологическим параметрам, представленным в таблице 2;

- сопоставление данных с критериями для каждого метода;

-расчет критериальных параметров посредством нечеткой логики в пределах от -1 до 1 по линейной зависимости, или по Б-образной функции применимости. Критериальный параметр (С|) показывает степень соответствия геолого-физического свойства критерию применения технологии;

Нере>ад « яггшнямочу екрями^гу Ввэуааышй анализ

Рисунок 8 - Разработанная схема предпроектного выбора технологий воздействия

Таблица 2 - Перечень основных входных данных для программы

Входные параметры Локальный параметр

Геолого-физические Параметры резервуара Тип коллектора, к, <р, угол падения, глубина, толщина, температура, содержание глины/карбонатов, уровень неоднородности, водонасыщенность и др.

Свойства нефти Вязкость, плотность, состав нефти

Технологические Текущая обводненность, приемистость

- расчет общего коэффициента применимости (КП) технологии. Коэффициент применимости (Ктл) является средним арифметическим критериальных параметров, если все они имеют положительный знак. При наличии отрицательных значений, КП является суммой отрицательных критериальных параметров, деленных на длину шкалы оценки (р-фактор). Таким образом, (К,„^ определяется по формулам (1)-(2):

если все ^ > 0, тогда 1 , (1)

если хотя бы один с^ < 0, тогда ^т - 1, (2)

где с - критериальный параметр, ед.; ] - номер критериального параметра; ш и п — количество отрицательных и общее количество критериальных параметров для технологии соответственно, ед.; р - фактор, определяющий границы интервала коэффициента применимости, ед.

Коэффициент применимости может варьироваться в фиксированном интервале, а его границы могут быть изменены за счет настроек программы. По умолчанию интервал закреплен границами от -2 до 2 и в свою очередь может быть разбит на субинтервалы. После вычисления общих КП технологии воздействия ранжируются по степени их применимости. Рассчитанные КП выносятся на график «методы - КП».

Дальнейшая процедура перехода к детальному скринингу включает в себя построение аналитических графиков, карт применимости технологий на разные периоды разработки, статистических сводок и использование модуля интеграции знаний по МУН с возможностью просмотра критериев применимости, краткого описания методов и их технико-экономических ограничений.

Детальный скрининг в программе осуществляется путем поиска и сравнительного анализа месторождений-аналогов по применяемым технологиям, и использования опыта предшествующей разработки. Поиск производится по критически влияющим на применимость МУН параметрам: тип коллектора, глубина, температура, проницаемость, пористость, вязкость, плотность, для каждого из которых задается отклонение в процентах. Опционально производится поиск по разработанным классификационным признакам, предложенными автором на основании ГОСТ Р 51858-2002 по плотности и вязкости, анализа классификаций и обработки геолого-физических параметров по месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК.

Как указывалось, при создании специализированных средств параметру неоднородности должно быть уделено значительное внимание. Наиболее обширное исследование влияния видов неоднородности и обстановок осадконакопления на фактическую успешность МУН было проведено Р. Хенсоном и др. по матрице Тайлера и Финли. На основе данной матрицы, Р. Хенсон и П. Корбетт собрали статистику данных по 500 проектам применения

МУН и проанализировали условия неоднородности месторождений, на которых они проводились. По нашим оценкам, около 100 проектов из данного исследования проводились на месторождениях со свойствами, подобными геолого-физическим условиям месторождений Томской области. Автором был проведен обширный анализ обстановок осадконакопления 170 залежей ОАО «Томскнефть» ВНК по матрице Тайлера и Финли, который также выявил наличие всех уровней неоднородности в Томской области (таблица 3).

Таблица 3 - Распределение залежей ОАО «Томскнефть» ВНК по обстановкам осадконакопления

Вертикальная неоднородность Латеральная неоднородность

Низкая Средняя Высокая

Низкая Волноприбойная дельта Ядро барьера Барьерные береговые фации Песчаная равнина (1) Устьевой бар авандельты Проксимальная авандельта (аккреционные осадки) Приливно-отливные отложения Глинистая береговая равнина (20) Меандровый пояс' Речная дельта1 Внутренняя часть барьерного острова' (9)

Средняя Эоловые отложения Волноприбойная дельта(дистальная часть) (46) Платформенные бары Аллювиальные конуса выноса Озерная дельта Дистальная авандельта Дельта со следами волновой деятельности (проксимальная часть) (23) Ветвящееся русло Дельта со следами приливной деятельности (20)

Высокая Турбедиты дна бассейна (6) Крупнозернистый меандровый пояс Ветвящаяся дельта (3) Внутренняя часть барьерного острова2 Речная дельта2 Мелкозернистый меандровый пояс2 Подводные конуса2(13)

Примечание: 1 - одноиластовые тела, 2-многопластовые тела. В скобках указано количество залежей, совпадающих с описанием обстановок для вида неоднородности.

Опираясь на данные исследования, в аналитической системе «Матрица применимости МУН» был выбран подход согласно матрице Тайлера и Финли, который учитывает 9 видов неоднородности от «низкой по вертикали и низкой по горизонтали» до «высокой по вертикали и высокой по горизонтали».

Таким образом, новый метод позволяет подбирать технологию воздействия с учетом неоднородности и изменения свойств коллекторов в процессе разработки.

В четвертом разделе представлены результаты анализа геолого-физических данных и выбора МУН для группы нефтяных и нефтегазовых месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК.

Выбор технологий воздействия с помощью разработанного метода производился на реальных участках месторождений, в том числе на тех, где уже проводили работы по закачке потокоотклоняющих технологий. Геолого-физические свойства исследуемых месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК представлены в таблице 4, результаты расчета КП сведены в таблице 5.

Потокоотклоняющие технологии (ПОТ), такие как ПГС «Темпоскрин» и полимер-дисперсные и гелевые системы (ПДС и ГС) выигрывают только на примере Советского месторождения, пласта АВЬ который имеет невысокую пластовую температуру. Для коллекторов Крапивинского, Приграничного и Первомайского среди третичных МУН перспективными технологиями (КП > 0,5) являются технологии, основанные на закачке газа и вспомогательных агентов, ввиду значительной глубины объектов.

Более детальная проверка достоверности данных разработанного метода выбора представлена на примере трех месторождений: Первомайское, Северное и Советское.

Первый пример оценки применимости МУН проведен для Первомайского месторождения, где проводились исследования возможности применения ТГВ для пласта fO,0+1+L. При лабораторном эксперименте закачки продуктов горения было отмечено значительное увеличение коэффициента вытеснения, снижение остаточной нефтенасыщенности от 0,35 до 0,18 д.ед. (Боксерман A.A. и др.). Программный расчет по разработанному методу показывает высокий КП - 1,95 и наличие месторождений-аналогов.

Результаты оценки эффективности МУН были учтены при выборе технологий воздействия на объекте ПК18-20 Северного месторождения. Был показан низкий КП в программе и отсутствие месторождений-аналогов с успешным применением закачки пара. Секторное моделирование, проведенное автором с помощью гидродинамического симулятора Eclipse (Schlumberger), также показало неэффективность циклической закачки пара.

Таблица 4 - Средние геолого-физические свойства исследуемых месторождений

Месторождение/ Параметр М Г М 2 МЗ М 4 М 5

Тип коллектора Песч. Песч. Песч. Песч. Песч.

Продуктивный пласт ю,3 ПК18.20 АВ) ю,0+1+1С- Б,

Глубина, м 2600 1180 1624 2500 1856

Проницаемость, мД 42,3 71 448 45 60

Пористость, % 15,4 30 25,1 17,3 21,8

Уровень неоднородности ВНВ, ННЛ ВНВ, СНЛ ВНВ, СНЛ ВНВ, СНЛ ВНВ, СНЛ

Толщина, м 7,2 10 16,2 17,9 3

Плотность нефти, пл. усл. т/мЗ 0,788 0,9053 0,773 0,778 0,752

Вязкость нефти, 10"3 Па с 1,47 47,2 1,66 1 1,14

Водонасыщенность, % 35,1 32,3 56,7 28,4 48,8

Температура пласта, °С 93 43 55 90 84,5

Обводненность, % 83,1 96 84,3 68,9 ' 83,27

Закачка на участке, мЗ/суг 200-350 150 300-450 80-200 180-200

*ВНВ, СНЛ (ННЛ) - высокая неоднородность по вертикали, средняя/низкая неоднородность полатерали; Песч. - песчаник, Карб. - Карбонатность. М-месторождение, М1-Крапивинское, М2- Северное, МЗ - Советское, М4-Первомайское, М5-Приграничное

Таблица 5 - Результаты программной оценки месторождений

Месторождение (КП)/МУН М 1 М 2 МЗ М 4 М 5

Ы2/Газ -0,44 -0,89 -0,71 -0,59 -0,71

со2 1,75 -0,29 1,58 1,56 1,70

ШФЛУ 1,50 -0,45 -0,25 1,29 -0,04

ВГВ и ГВ несм. 1,63 1,96 -0,15 1,83 -0,02

ТГВ 1,75 -0.82 -0,50 1,95 1,75

Закачка пара -0,50 -0,35 -0,31 -0,54 -0,67

ВПГ -0,50 -0,04 -0,23 -0,48 -0,41

Циклическая закачка 2,00 1,92 -0,29 2,00 1,78

ФОЖ -0,40 -0,40 2,00 -0,40 -0,40

Полимерное заводнение -0,44 1,83 -0,17 -0,41 -0,29

Полимеры, ПАВ, щелочи -0,78 -0,51 -0,50 -0,55 -0,59

СПС -0,75 -0,75 -0,25 -1,00 -1,00

ВУС -0,75 -0,50 -0,25 -0,75 -0,65

ПГС Темпоскрин -0,36 -0,32 1,91 -0,36 -0,53

ПДС и ГС -0,55 -0,36 1,88 -0,91 -0,73

Аналоги, количество 12 0 1 13 3

На рисунке 9 показано сравнение накопленной добычи нефти, полученной в результате моделирования варианта разработки с циклической закачкой пара и варианта, предусматривающего закачку воды.

Рисунок 9- Накопленная добыча нефти по вариантам разработки

(Сектор модели объекта ПК,8.2о, Северное месторождение)

В дальнейшем по результатам проектирования разработки Северного нефтегазоко цценсатного месторождения, был сделан выбор в пользу заводнения с использованием полимерных систем.

Как видно из таблицы 5, по Советскому месторождению для полимер-дисперсных систем показан высокий КП - 1,88. По факту на 2012 г. средняя эффективность по результатам оценки мероприятий на скважину составила 1,6 тыс.т/скв.опер., средний прирост к базовой добыче составил 10,1 % (таблица 6).

Таблица б - Технологическая эффективность мероприятий по МУН (ПДС), выполненных в 2010 г. по Советскому месторождению

Месторождение Кол-во обработок Средний прирост к базовой добыче, % Добыча нефти за счет снижения обводненности, тыс.т Средняя эффективность, тыс.т/скв-опер

Советское 21 10,1 33,30 1,60

Анализ показывает удовлетворительную сходимость данных, рассчитанных посредством разработанного метода, с результатами численного моделирования, фактическими лабораторными и геолого-промысловыми данными по дополнительной добыче нефти.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе геолого-фильтрационного моделирования и анализа геолого-физических параметров месторождений показано, что применение технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК необходимо планировать с учетом значительной пространственной неоднородности и динамики изменения свойств нефтегазовых залежей в процессе разработки.

2. Обоснован и апробирован новый метод выбора технологий воздействия с учетом геолого-физических свойств коллекторов и его программная реализация в аналитическом инструменте «Матрица применимости МУН».

3. Разработана и внедрена база данных «Мировые и отечественные проекты МУН», в которую входит: информация по более чем 500 зарубежным и отечественным проектам реализации технологий увеличения нефтеотдачи с перечнем 27 контролируемых параметров; систематизированные критерии по набору из 15 базовых МУН; информация о влиянии геолого-физических свойств на эффективность МУН и ограничения технологий воздействия.

4. Проведенный выбор технологий для месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК показал высокую применимость: химических технологий воздействия для объектов АВ[ Советского месторождения и ПК|8_2о Северного месторождения; технологий, основанных на закачке газа для объекта Ю1°+1+"' Первомайского месторождения. Для низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами Трайгородско-Кондаковского и Западно-Карайского месторождений показана эффективность применения многостадийного ГРП и бурения многозабойных скважин.

5. Основные результаты геолого-гидродинамических исследований, разработанная база данных «Мировые и отечественные проекты МУН» и программа для ЭВМ «Матрица применимости МУН» для выбора технологий воздействия используются в ОАО «ТомскНИПИнефть» при создании проектов разработки нефтяных месторождений.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

1. Иванов E.H. Выбор и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири / E.H. Иванов, А.Т. Росляк // Георесурсы. - 2012. - № 6. - С. 87-90.

2. Иванов E.H. Выбор методов увеличения нефтеотдачи на основе аналитической оценки геолого-физической информации / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов//Известия ТПУ. - 2012.-Т. 321-№1. - С. 149-154.

3. Мегалов А.Ю. Пути решения проблем выбора и оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири / А.Ю. Мегалов, E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, А.Т. Росляк // Известия Самарского НЦ РАН. - 2012. - Т.14 - № 1(8). - С. 2123-2127.

В других изданиях.

4. Иванов E.H. Выбор и оценка применимости методов увеличения нефтеотдачи на основе геолого-физической информации [Электронный ресурс] / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. -2012. -№ 1(5). - Режим доступа: http://oilgasjournal.ru/vol_5/ivanov.html.

5. Иванов E.H. Вопросы проектирования методов увеличения нефтеотдачи: оценка эффективности и выбор технологий / E.H. Иванов // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Сб. науч. тр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - С. 90-93.

6. Мегалов А.Ю. Совершенствование методики оценки эффективности МУН / А.Ю. Мегалов, E.H. Иванов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Сб. науч. тр. - Геленджик: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2012. - С. 34.

7. Иванов E.H. Оценка применимости технологий увеличения нефтеотдачи в условиях месторождений Томской области / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Ю.А. Сивов // Сб. науч. тр. - Томск: Изд-во «ТМЛ-Пресс», 2013. - С. 27-32.

8. Иванов E.H. Программный комплекс для выбора методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири / E.H. Иванов,

Ю.М. Кононов // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. — Томск: ТПУ, 2012.-С. 80-82.

9. Ivanov E.N. Software tool for selection of enhance oil recovery methods in Western Siberia oilfields / E.N. Ivanov, Y.M. Kononov // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. - Томск: ТПУ, 2012. - С. 808-809.

Ю.Иванов E.H. Разработка методики выбора методов увеличения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях на основе геолого-физической информации / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Р.В. Мухамадиев // Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья: Сб. науч. тр. - Казань: Изд-во «ФЭН», 2011. - С. 229232.

11. Иванов E.H. Разработка методики выбора месторождений при обосновании применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Томской области / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Р.В. Мухамадиев // Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений: Сб. науч. тр. - Уфа: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2011.-С. 34.

12. Иванов E.H. О возможности применения методов газового воздействия на нефтяные пласты / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. - Томск: ТПУ, 2011. - С. 85-87.

Свидетельства о государственной регистрации.

13. Свидетельство 2012660944 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ. Матрица применимости МУН / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Ю.А. Сивов, А.Т. Росляк (Россия). - № 2012618833; Заявлено 18.10.2012; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 30.11.2012.

14. Свидетельство 2012620655 РФ об официальной регистрации базы данных. Мировые и отечественные проекты МУН / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Ю.А. Сивов, А.Т. Росляк (Россия). - № 2012620429; Заявлено 11.05.2012; Зарегистрировано в Реестре баз данных 05.07.2012.

Соискатель

E.H. Иванов

Подписано к печати 18.11.2013. Формат 60x84/16. Бумага «Снегурочка». Печать XEROX. Усл. печ. л. 1,45. Уч.-изд. л. 1,32.

Заказ 1284-13.Тираж 100 экз._

ИЗЛАТЕЛЬСГВоЭ^ТПУ. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30 Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Иванов, Евгений Николаевич, Тюмень

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

На правах рукописи

04201454967

ИВАНОВ ЕВГЕНИЙ НИКОЛАЕВИЧ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор технических наук Росляк А.Т.

Тюмень -2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ............................................................................5

1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И СВОЙСТВ НЕФТЯНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК......................10

1.1 Современные технологии увеличения нефтеотдачи....................10

1.1.1 Технологии, основанные на закачке воды................................13

1.1.2 Технологии, основанные на закачке газа.................................18

1.1.3 Технологии, основанные на тепловом воздействии.....................21

1.1.4 Комбинированные технологии..............................................22

1.1.5 Потенциал и пути совершенствования технологий увеличения нефтеотдачи....................................................................................25

1.2 Анализ применимости технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК............................................26

1.2.1 Статистика применения технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК.............................................26

1.2.2 Геолого-физические и технические факторы, осложняющие применение технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях

ОАО «Томскнефть» ВНК...................................................................28

1.2.3 Перспективы выбора методов увеличения нефтеотдачи применительно к начальным геолого-физическим свойствам нефтяных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК...............................................................32

1.2.4 Неоднородность и изменение свойств нефтяных и нефтегазовых коллекторов и насыщающих флюидов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК в период разработки...................................................................43

1.2.5 Обобщение результатов анализа нефтяных месторождений.........64

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1..........................................................65

2. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.......................67

2.1 Традиционный выбор технологий увеличения нефтеотдачи............67

2.2 Зарубежные и отечественные методики выбора технологий увеличения нефтеотдачи.....................................................................70

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2...........................................................73

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДА И ПРОГРАММНОЙ РЕАЛИЗАЦИИ

ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК................................75

3.1 Описание структуры новой аналитической системы для выбора технологий увеличения нефтеотдачи.....................................................75

3.1.1 Выбор и обоснование среды программирования........................79

3.2 Учет неоднородности нефтяных коллекторов в аналитической системе «Матрица применимости МУН»................................................81

3.3 Разработка метода выбора технологий увеличения нефтеотдачи

для месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК..........................................86

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3..........................................................94

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК..............................................................96

4.1 Анализ применимости МУН для группы месторождений Западной Сибири.............................................................................96

4.2 Анализ применимости МУН для нефтяных коллекторов Первомайского, Северного и Советского месторождений..........................102

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4........................................................108

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.......................................109

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ............................110

ПРИЛОЖЕНИЯ.......................................................................123

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Систематизация критериев применимости МУН ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Акт внедрения программы «Матрица применимости МУН» и базы данных «Мировые и отечественные проекты МУН» в проектах разработки нефтяных месторождений.

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Цель работы

Основные задачи исследования

4. Оценка применимости и выбор МУН при разработке нефтяных месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК.

Объект и предмет исследования

Научная новизна выполненной работы

Практическая ценность и реализация

Основные результаты геолого-гидродинамических исследований, разработанная база данных «Мировые и отечественные проекты МУН» и программа для ЭВМ «Матрица применимости МУН» для выбора технологии воздействия использовались в ОАО «ТомскНИПИнефть» при создании проектов разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Также результаты исследований применяются в учебном процессе ТГТУ при подготовке специалистов по направлению «Нефтегазовое дело».

Основные защищаемые положения

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Апробация результатов исследований-

Основные положения работы докладывались на Научно-технического Совете ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2010-2013 гг.); на Международной научно-практической конференции (НПК) «Увеличение нефтеотдачи -приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Казань, 2011); IV Всероссийской НПК «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» (Уфа, 2011); Всероссийской НПК «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2012); VIII Всероссийской НТК «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна» (Тюмень, 2012); Всероссийской НПК «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2013); IV Всероссийской НПК «Научные проблемы использования и охраны природных ресурсов России» (Самара, 2012); Международном симпозиуме им. Академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2010-2013); Всероссийской НПК «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», (Москва, 2011); Кустовой НТК молодых специалистов ОАО «НК» Роснефть» (Анапа, 2013).

Личный вклад

В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач и непосредственное участие во всех видах исследований. Автором проанализированы свойства нефтяных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК в процессе создания геолого-фильтрационных моделей месторождений. Получены основные результаты, изложенные в диссертации. На основе них сформулированы выводы и рекомендации.

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 14 опубликованных работах (включая 3 в ведущих изданиях согласно списку ВАК РФ), получено свидетельство о государственной регистрации базы данных «Мировые и отечественные проекты МУН», свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ «Матрица применимости МУН».

Объем и структура работы

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И СВОЙСТВ НЕФТЯНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК

В данной работе используются термины «технологии повышения нефтеотдачи», «методы увеличения нефтеотдачи», «повышение нефтеотдачи пласта». Все они могут означать термин, подразумевающий снижение нефтенасыщенности до значения, меньшего остаточной нефтенасыщенности [2]. Или, по мнению [105], технологии повышения нефтеотдачи это те, которые используют внешние источники энергии и материалы для извлечения нефти, которую невозможно добыть обычными средствами без значительных дополнительных затрат.

В данном разделе выполнен аналитический обзор используемых и потенциально перспективных для Западной Сибири технологий увеличения нефтеотдачи. Проанализированы особенности разработки нефтяных месторождений и критически влияющие на коэффициент извлечения нефти (КИН) геолого-физические свойства нефтяных коллекторов Западной Сибири, разрабатываемых ОАО «Томскнефть» ВНК. Показано влияние изменения свойств нефтяных коллекторов на прогнозную эффективность технологий воздействия.

1.1 Современные технологии увеличения нефтеотдачи

В настоящее время, систематизация технологий повышения нефтеотдачи отражены в работах многих исследователей.

Подымовым Е.Д. [65] предложена схема классификации методов увеличения нефтеизвлечения, основанная на их функциональном назначении. Каждый блок разворачивается в совокупность групп технологических процессов, объединенных по принципу общности основного способа воздействия на пласт (увеличение проницаемости пласта, выравнивание профиля приемистости и т.д.). Однако данная классификация основана,

прежде всего, на результатах анализа разработки и, как указывает автор, применима в основном для условий применения в ОАО «Татнефть» с учетом спектра технологий в компании.

В работе H.A. Еремина [22] описывается классификация методов воздействия, основанная на физической характеристике вытесняющего агента. Автор отмечает, что различают следующие основные виды методов воздействия: гидродинамические; термические; физико-химические; газовые; микробиологические.

В монографии Муслимова Р.Х. [54] говорится, что современные методы увеличения нефтеотдачи пластов можно разделить на вторичные, третичные и четвертичные.

Автором работы [78] предлагается классификация методов на основе механизмов разработки пласта, на применяемых средствах, на особенностях регулирования механизма нефтевытеснения.

В. Альварадо, Э. Манрик [2], JI. Лейк [49] приводят в своей работе деление МУН всего на три группы: тепловые методы, физико-химические методы, закачка смешивающихся агентов или растворителей.

Каждая классификация связана с опытом экспертов, их пониманием процессов, и текущими достижениями в области технологий увеличения нефтеотдачи.

В данной работе предлагается рассмотреть методы увеличения нефтеотдачи по классификации (таблица 1.1), основанной на физической характеристике основного вытесняющего агента и с позиции выделения комбинированных, как особых методов с протекающими сложными пластовыми процессами [8, 84, 87]. Необходимо отметить, что физико-химические методы воздействия отнесены к технологиям, основанным на закачке воды, так как базируются на закачке воды низкой солености и изменении смачиваемости породы. В настоящее время комбинированные технологии широко исследуются и находят все большее применение. Для

месторождений Томской области внедрение данных технологий крайне

актуально [8, 55].

Таблица 1.1- Общая укрупненная схема классификации МУН

Технологии, основанные на закачке газа В режиме смешивающегося вытеснения Углекислые газы

Углеводородные газы

Азот/топочный газ

В режиме несмешивающегося вытеснения (как 1 технология) Углекислые газы

Углеводородные газы

Азот/топочный газ

Воздух

Технологии, основанные на закачке воды Гидродинамические Циклическая закачка

Форсированный отбор жидкости

Физико-химические Полимерное заводнение

Сшитые полимерные системы

Полимер-дисперсные и гелевые системы

Вязкоупругие системы

Полимерно-гелевая система "Темпоскрин"

Другие

Технологии, основанные на тепловом воздействии Закачка пара

Внутрипластовое горение

Другие

Другие Микробиологические

Другие

Комбинированные Термогазовое

Водогазовое

Закачка полимеров, ПАВ, щелочей

Другие

Среди различных методов увеличения нефтеотдачи, можно выделить, по крайней мере, 15 технологий, которые широко используются за рубежом и в России.

Отдельно следует отметить физические методы увеличения дебита скважин [57]. В физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта.

Наиболее часто применяемыми физическими технологиями являются: - горизонтальные скважины;

- гидроразрыв пласта;

- электромагнитное воздействие;

- волновое воздействие на пласт;

- многоствольные и многозабойные скважины;

- многостадийный ГРП в горизонтальных скважинах и другие.

Данные технологии обладают потенциалом для увеличения текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи Томской области, либо уже и�

Информация о работе