Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование прогноза обводненности залежей нефти с использованием аналого-статистических методов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование прогноза обводненности залежей нефти с использованием аналого-статистических методов"

На правах рукописи

ИЛЮШИН Павел Юрьевич

ОБОСНОВАНИЕ ПРОГНОЗА ОБВОДНЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АНАЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ (на примере разработки месторождений Пермского Прикамья)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

28 НОЯ 2013

Санкт-Петербург - 2013

005540961

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет». Научный руководитель — доктор геолого-минералогических наук

доктор геолого-минералогических наук, ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», заместитель генерального директора

кандидат технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, доцент

Ведущая организация - Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти открытого акционерного общества «Татнефть» имени В.Д. Шашина.

Защита состоится 25 декабря 2013 года в 18:00 ч. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, г.Санкт-Петербург. В.О., 21-я линия, д.2, ауд.1166.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Автореферат разослан 22 ноября 2013 г.

Галкин Сергей Владиславович

Официальные оппоненты:

Шелепов Валентин Васильевич

Петраков Дмитрий Геннадьевич

ученый секретарь

диссертационного совета

НИКОЛАЕВ

Александр

Константинович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. На стадии проектирования оптимальность подбора систем и технологий разработки нефтяных месторождений во многом определяется надежностью прогнозных оценок технологических показателей. Наиболее достоверным методом оценки коэффициента нефтеизвлечения и остаточных извлекаемых запасов нефти, рекомендованным к использованию РД 153-39-007-96, признается геолого-гидродинамическое моделирование. Несмотря на широкие возможности при применении технологий гидродинамического моделирования для недоразведанных месторождений не в полной мере учитывается неоднородность, присущая геологическим объектам. Статистические оценки менее чувствительны к погрешностям в информации, чем оценки, полученные методом имитации разработки месторождений, и позволяют в условиях недоразведанных залежей контролировать технологические показатели разработки, требуя значительно меньших временных затрат.

За длительный период эксплуатации нефтяных месторождений Пермского Прикамья накоплен значительный опыт разработки залежей, имеющих различные геолого-физические свойства коллекторов и пластовой нефти, строение пластов и реализуемые системы разработки. Это создает основу для широкого применения аналого-статистических моделей, позволяющих оперативно оценивать изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогноза других технологических показателей разработки залежей. В условиях неопределенности геологической информации, особенно на начальных стадиях, такие экспресс-оценки имеют ряд преимуществ перед использованием методов гидродинамического моделирования.

Целью данной работы является повышение надежности прогнозных оценок обводненности нефтяных залежей при проектировании, анализе и регулировании их разработки.

Идея работы заключается в разработке аналого-статистического метода, позволяющего выполнить прогноз динамики обводненности нефтяных залежей при проектировании, анализе и регулировании их разработки.

Задачи исследования:

• выполнить анализ существующих методов прогнозирования динамики обводненности залежей нефтяных месторождений;

• обобщение физико-геологических характеристик и результатов разработки залежей нефти, находящихся на завершающих стадиях;

• обосновать комплекс критериев, оказывающих наибольшее влияние на динамику обводненности залежей нефти;

• установить зависимости обводненности нефтяных залежей от геолого-физических и технологических показателей;

• получить и обосновать разработанную математическую модель для описания процесса обводнения нефтяных залежей для различных типов коллекторов;

• разработать способ оперативной оценки остаточных извлекаемых запасов на основе прогнозирования динамики обводненности продукции скважин для недоразведанных залежей нефти.

Методика исследований включала в себя обработку промысловых данных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» - таких, как изменение обводненности залежей нефти по годам, типизация объектов разработки с учетом типа коллектора и значений вязкости пластовой нефти, влияние технологических факторов, а также теоретические исследования по возможности прогнозирования обводненности продукции скважин на различных стадиях разработки.

Научная новизна работы

1. Установлены зависимости обводненности нефтяных залежей от вязкости пластовой нефти (0,5 - 100 мПа-с), числа добывающих скважин, текущей закачки рабочего агента в пласт для различных типов коллекторов, с учетом применения внутрипластовой водоизоляции.

2. Разработан способ оценки извлекаемых запасов нефти с использованием аналого-статистических моделей обводненности.

Защищаемые научные положения

1. Установленные зависимости обводненности нефтяных залежей от величин вязкости пластовой нефти (0,5 - 100 мПас), числа добывающих скважин, текущей закачки рабочего агента в пласт для различных типов коллекторов, с учетом применения внутрипластовой водоизоляции, позволят повысить надежность прогноза обводнения и тем самым повысить эффективность разработки этих залежей.

2. Разработанный способ оценки извлекаемых запасов нефти с использованием аналого-статистических моделей обводненности позволит уточнить геолого-гидродинамическую модель нефтяной залежи и тем самым повысить эффективность её разработки.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических исследований, достаточной сходимостью прогнозных величин с фактическими данными и воспроизводимостью полученных данных с применением современных компьютерных технологий.

Практическая значимость работы

1. Разработан способ оперативной оценки остаточных извлекаемых запасов нефти на основе прогнозирования динамики обводненности нефтяных залежей с учетом влияния геологических и технологических факторов.

2. Материалы исследований могут быть использованы при чтении лекций и проведении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

3. Результаты работы использованы при выполнении научно-исследовательских работ (Договор №1/4387 от 04.05.20Юг с ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Федеральная целевая программа «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 20092013 гг.» (мероприятия 1.2.1, 1.3.2).

Апробация работы

Основные положения и результаты выполненной диссертационной работы докладывались на: Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, НМСУ «Горный» в 2012г); научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (2008-2012 гг.); Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, ПНИПУ, в 2010-2012 гг.); Научно-техническом совете ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (2012 г.); I конференция молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г.Москва, 2011 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 8 статей в изданиях, входящих в перечень Высшей аттестационной комиссии Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объём диссертационной работы.

Диссертационная работа изложена на 129 страницах машинописного текста, состоит из введения, 4 глав, списка литературы из 72 наименований. Включает 95 рисунков и 3 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается её актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе обоснован комплекс информативных критериев, в основном определяющих динамику изменения геолого-технологических характеристик разработки. К таким показателям, прежде всего, относятся стадия разработки эксплуатационного объекта, динамическая вязкость нефти, характеристики коллекторских свойств пород, запасы нефти, система разработки, эксплуатационный фонд скважин, равномерность выработки запасов, текущая закачка и компенсация отбора жидкости закачкой.

Проблемами снижения и контроля обводнения скважин занимались российские и зарубежные ученые И.М. Губкин, М.Л. Сургучев, И.Д. Амелин, М.А. Азаматов, Р.Х. Муслимов,К.8.СЬап, Н. Вас1егеяСагпи др.

Статистический анализ динамики обводненности нефтяных залежей проводился на основе информации по залежам поздних стадий разработки, для которых можно пренебречь погрешностями в оценке извлекаемых запасов нефти, и величина выработки запасов близка к истинной. Для таких эксплуатационных объектов возможно достоверно оценивать реальность достижения проектных коэффициентов извлечения нефти (КИН) и надежность геолого-технологической информации.

Раздельно для карбонатных башкирских, терригенных ви-зейских и карбонатных турне-фаменских эксплуатационных объектов проведен статистический анализ влияния комплекса показателей на динамику обводненности нефтяных залежей. Исходной информацией для экспресс-оценок обводненности от выработки запасов нефти \\'={{г!) должны являться геолого-технологические условия разра-

ботки залежей. Пример реализации статистического подхода при прогнозе технологических показателей разработки нефтяных залежей приведен в работах автора.

В результате анализа 460 эксплуатационных объектов Пермского региона выделены 97 залежей, находящиеся на третьей и четвертой стадиях, из которых 63 относятся к терригенным и 34 к карбонатным залежам. Подавляющее большинство эксплуатационных объектов поздних стадий разрабатываются с поддержанием пластового давления (ППД). Для залежей, разрабатываемых на естественном режиме, характерен низкий темп выработки запасов и, как следствие, небольшое количество эксплуатационных объектов с высокой степенью выработки запасов, поэтому в рамках проводимых в диссертации исследований эти объекты не рассматривались.

По результатам обработки промысловых данных установлено, что динамика обводненности и^С^) зависит от выбытия обвод-нившегося фонда скважин, срока работы эксплуатационного фонда, влияния закачки, порядка ввода добывающих скважин. При одинаковых значениях выработки запасов с ростом вязкости пластовой нефти обводненность продукции растет значительно быстрее. Динамики более резкого обводнения залежей с высоковязкой нефтью статистически обоснованы для терригенных визейских и карбонатных турне-фаменских отложений Пермского края (рисунки 1, 2). Для различных типов эксплуатационных объектов построены статистические зависимости от диапазонов вязкости //.

В целом на представленных статистических зависимостях четко прослеживается влияние вязкости пластовой нефти на динамику обводненности продукции. Полученные статистические модели м'={(г]) можно использовать при долгосрочном прогнозе динамики обводненности на перспективу.

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выработка запасов, %

Вязкость более 20 мПа'с - • Вязкость менее 2 мПа*с

— — Вязкость от 5 до 20 нПа'с .......Вязкость от 2 до 5 мПа*с

Рисунок 1 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для терригенных визейских залежей

100

30 40 50 60 70 80 90 100 Выработка запасов. °о

— • Вязкость менее 2мПп*с ......."Вязкость от 2 до 5 мПп*с"

—— "Вязкость более 20 мТТа*е"

Рисунок 2 - Зависимости обводненности продукции от выработки

запасов для карбонатных турне-фаменских залежей

В рамках диссертации проведены экспериментальные исследования по определению коэффициента вытеснения (Квт) для нефтей в различных диапазонах вязкости. Установлено, что при близкой проницаемости коллекторов для нефтей с меньшей вязкостью выход

на максимумы Квт достигается при меньших объемах прокачки вытесняющего агента (рисунок 3). 0,6

0 5 10 15 20 25

Объем прокачки в поровых объемах, ед.

-Рассветное м-е, пи. Бш, Кпрн=0.090 мкм2,3б.0 мП.т'т

--Сибирское м-е, пи. Т-Фм, Кпрн=0.020 мкм2,1.37 мПа'с

Рисунок 3 - Эксперимент по определению зависимости коэффициента вытеснения от объема прокачки жидкости 1

ё ? °'8 о ч

£ в 0,6

О &

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Коэффициент вытеснения, д.ед.

-Рассветное м-е. ш. Бш, Кпр=0.090 мкм2.36.0 мПа*с

-Сибирское м-е, пл. Т-Фм. Кпр=0.020 мкм2,1.37 мПа ' с

Рисунок 4 - Эксперимент по определению зависимости обводненности продукции от коэффициента вытеснения

Из рисунка 4 видно, что для вязких нефтей процесс обводнения начинается задолго до выхода на максимальные Квт, для мало-

вязких нефтей обводнение протекает более резко практически по закону поршневого вытеснения.

Основополагающими факторами при прогнозе динамики появляются геолого-физические условия залежей, прежде всего вязкость и тип коллектора. Зависимости w=i{rj), построенные в диапазонах ц, можно рассматривать как базовую прогнозную составляющую IV,,. Для зависимостей прослеживается влияние вязкости нефти на динамику обводненности продукции, по мере увеличения ¡л закономерно при равных величинах выработки запасов увеличиваются и показатели обводненности. Анализ зависимостей ю^Ия) показывает, что для карбонатных залежей в целом характерна более резкая динамика обводненности чем для терригенных.

Во второй главе описывается степень влияния технологических показателей на изменение обводненности залежей нефти. Очевидно, что технологические решения принимаемые в каждый конкретный момент будут вносить изменения в динамику W=f(t]).

В результате анализа разработки месторождений, находящихся в различных геолого-технологических условиях, статистически обосновано значимое влияние на динамику обводненности продукции скважин комплекса показателей. Установлено, что из геолого-физических параметров в наибольшей степени на динамику обводнешюстип'=1'(;7) влияют вязкость нефти и тип коллектора, из технологических - текущая закачка в пласт рабочего агента, динамика действующего добывающего фонда скважин, комплекс и количество проводимых на скважинах геолого-технологических мероприятий (ГТМ), направленных на ограничение водопритока.

В третьей главе приводится методика и результаты исследований прогнозирования обводненности залежей в различных диапазонах вязкости нефти с учетом геолого-технологических факторов.

Выше было обосновано, что динамика обводненности определяется комплексом геологических и технологических показателей. С учетом этого, на конкретный момент выработки запасов прогнозную обводненность можно представить в виде следующей зависимости:

Жф0Г= ^ + Ди'зак + АШф0НД + Дм;™, (1)

где

Жтрог- прогнозная расчетная обводненность продукции, %; - обводненность продукции добывающих скважин, рассчитываемая как и'и=£{г]) с учетом типа коллектора и вязкости нефти, %;

Ди>зак - поправка, учитывающая текущую закачку рабочего агента, %;

А^Уфонд - поправка, учитывающая динамику действующего добывающего фонда, %;

Ди'гтм- поправка, учитывающая долю ГТМ по ограничению водопритока на действующем добывающем фонде скважин, %.

Поправки Ди' здесь корректируют динамику обводненности продукции с учетом технологии воздействия на эксплуатационный объект. При этом учет Ди> может как увеличивать обводненность продукции скважин, так и снижать её по сравнению с м?,,. На примере анализа динамики обводненности конкретных эксплуатационных объектов оценена степень влияния технологических решений на обводненность продукции скважин.

Жесткость системы воздействия системы ППД оценивалась путем введения поправки Ди>зак, учитывающей текущую закачку в пласт рабочего агента. Для оценки Ди'зак конкретных эксплуатационных объектов введен показатель отношения фактической текущей закачки к ее осредненной величине для фактического действующего фонда скважин Кф/ср. Для расчета последней построена статистиче-

екая зависимость текущей закачки от максимального фонда скважин (рисунок 5).

2500

2250

2000 3 1750 к а 1500 | £ 1250 £ ^ 1000 '£ i 750 Н к 500 'й 250 0

О 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Максимальный добывающий фонд, скв.

Рисунок 5 — Зависимость текущей закачки рабочего агента от максимального добывающего фонда скважин

Для эксплуатационных объектов с фактической закачкой соответствующей осредненной (закф/ср=1), поправка Лплик=0. Для таких объектов закачка отражена в динамике vv//=f(//) и прогноз должен осуществляться на основе зависимостей из рисунков 1-2.

Динамика обводненности продукции добывающих скважин может как увеличиваться, так и уменьшаться по сравнению с wp=f(?/). В результате статистического анализа установлено значимое влияние закачки на обводненность продукции на начальном этапе реализации ППД для эксплуатационных объектов с вязкостью нефти более 5 мПа-с, для объектов с меньшей вязкостью такого влияния не отмечено.

Во многом определяет обводненность продукции динамика ввода и выбытия добывающего фонда скважин. Для оценки динамики фонда скважин в процессе разработки залежи введен показатель текущей доли добывающего фонда от его максимальной величины

за историю разработки Дф. Показатель Дф изменяется за историю разработки от первых процентов в начале и в конце разработки залежи нефти до 100% в период ее разработки на 2-й стадии.

Анализ влияния динамики фонда скважин на обводненность проведен раздельно для групп эксплуатационных объектов, сформированных:

- по типу коллектора (карбонатные и терригенные залежи);

- по величинам начальных геологических запасов нефти (НГЗ) в группы до 1 млн.т и свыше 1 млн.т;

- по количеству скважин эксплуатационного фонда в группы до 10-ти и свыше 10-ти скважин.

При любой системе разработки для выработки больших НГЗ необходим больший фонд скважин. Установлено, что показатели НГЗ и доля добывающего фонда для территории исследования находятся в тесной связи (Я2=0,87 при п=75).

Необходимость разделения залежей по фонду скважин обусловлена несоизмеримостью ввода каждой единичной скважины при большом и малом проектном фонде.

В результате обработки динамики обводненности от доли максимального добывающего фонда скважин построены обобщенные зависимости раздельно для карбонатных и терригенных залежей (рисунок 6). Полученные зависимости дают возможность не только качественно, но и количественно оценить изменение параметра обводненности продукции скважин при изменении фонда.

При сравнении динамики фонда скважин терригенных и карбонатных залежей в начальный период отмечается практически полное совпадение темпа ввода новых добывающих скважин до выработки г|=35%. Процесс выбытия скважин для терригенных и карбонатных залежей отличается. Для терригенных залежей максимальный фонд держится вплоть до достижения выработки 55%, после

чего начинает резко снижаться. Для карбонатных залежей добывающие скважины начинают выбывать существенно раньше начиная с г|=45%.

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Выработка запасов.0 о

1 - террпгенные 'млежи, 2 - карбонатные залежи Рисунок 6 - Динамика доли добывающего фонда от степени выработки запасов для карбонатных и терригенных залежей

Отклонение динамики прироста или выбытия фонда (от приведенной на рисунке 6) для конкретной залежи, отразится и на динамике осредненных зависимостей и-ГО/).Текущая обводненность на начальной стадии разработки зависит от темпа ввода новых добывающих скважин, а на завершающих стадиях - от темпа выбытия обводнившегося фонда скважин.

Мероприятия по ограничению водопритока также существенно корректируют прогнозную обводненность продукции скважин. Вводимая в модели поправка учитывает изменение обводненности продукции скважин при различных отношениях скважин с ГТМ по ограничению водопритока (Фт,) к действующему добывающему фонду скважин (Ф,™).

В среднем за один год эксплуатации месторождений Пермского Прикамья на более чем 460 объектах разработки проводится

20-25 ГТМ на добывающем фонде, что связано в основном либо с изоляцией обводнившихся пропластков путем установки цементного моста, либо с закачкой в обводнившийся интервал кремний-органических соединений. В диссертации проанализирована база геолого-технических мероприятий в период с 2000 по 2011 гг. В результате выделено 364 ГТМ по ограничению водопритока, из которых 171 проведено на добывающем фонде терригенных залежей, 193 - на добывающем фонде карбонатных отложений. Динамика снижения обводненности для всех рассмотренных типов эксплуатационных объектов зависит от доли скважин с водоизоляционными работами (Д,тм).При прогнозе динамики обводненности поправка АН*™ должна рассчитываться в зависимости от величины Дгтм. При анализе установлено соотношение изменения обводненности (Ди*™) на 0,9% при изменении доли фонда скважин с ГТМ (Дгг„)на 1%, что и принято в дальнейших расчетах.

В четвертой главе рассмотрена возможность оперативной оценки извлекаемых запасов нефти на основе применения методики прогнозирования обводненности продукции добывающих скважин с учетом влияния геолого-технологических показателей.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что величины утвержденных извлекаемых запасов, часто существенно изменяются по мере уточнения геолого-технологических условий разработки эксплуатационных объектов. Недостоверные оценки запасов могут негативно влиять на качество принимаемых оперативных решений и на эффективность системы разработки в целом.

С учетом разработанной выше методики моделирования динамики в рамках исследований проведены расчеты для 87 залежей поздних стадий разработки Пермского Прикамья. Для подавляющего большинства проанализированных объектов получена высокая сходимость фактических значений с расчетными.

Выработка запасов, % г||ПЬ'Т .......гтогнпч

Рисунок 7 - Сопоставление фактической и прогнозной динамик обводненности для турнейской залежи Опалихинского месторождения

На рисунке 7 приведен пример типичный пример сопоставления расчетных и фактических кривых. Близкая сходимость фактической и прогнозной моделей и>=Кг]) свидетельствует о достоверной оценке запасов.

Фактическая обводненность должна быть ниже модельной для эксплуатационных объектов с завышенной выработкой запасов и выше модельной - при заниженной выработке запасов. В целом при высокой сходимости расчетных и модельных оценок выработки запасов (84 из 87) для 3-х эксплуатационных объектов (объект Тл Казаковского, объект Тл Москудьинского и объект Т-Фм Крутов-ского месторождений) установлены значимые расхождения.

Возможности оперативного контроля остаточных извлекаемых запасов покажем на примере анализа динамики п-Г(//) объекта Тл Казаковского месторождения (рисунок 8). Сравнение фактической и прогнозных динамик для данного эксплуатационного объекта, выполненное при КИН=0,325 (ПТД 2007 г.) показывает значительное отставание фактической обводненности от полученной в результате расчетов (рисунок 8.а).

О 10 20 30 40 50 60 70 ЭО 90 100

Выработка запасов, % — факт обводненность ----прогнозная по методике

а

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Выработка запасов, "о -факт —--пр огноз

б

Рисунок 8 - Сопоставление фактической и прогнозной динамик обводненности для тульской залежи нефти Казаковского месторождения по данным а - ПТД 2007 г., б - ПТД 2012 г.

К настоящему времени в уточненном проектном документе на разработку (ПТД 2012 г.) за счет увеличения КИН запасы пересмотрены в сторону их увеличения (в 1,25 раза). Перестроенные с учетом этого зависимости и>={(т]) приведены на рисунке 8.6. В результате расхождение показателей фактической и прогнозной обводненности не превышает 3%. Именно такие объекты, для которых

нет соответствия текущей обводненности и выработки запасов, должны рекомендоваться как первоочередные для разработки новой проектно-технологической документации.

Основные выводы и рекомендации

1. Выполнен анализ существующих методов прогнозирования обводненности залежей нефтяных месторождений, который показал существенное различие фактических и рассчитанных с помощью этих методов результатов для исследуемого объекта.

2. Обобщены геолого-физические характеристики и результаты разработки залежей нефти, находящихся на завершающих стадиях разработки.

3. Обоснован комплекс критериев, оказывающих наибольшее влияние на изменение обводненности залежей нефти, таких как вязкость пластовой нефти (0,5 - 100 мПа-с).

4. Установлены и обоснованы зависимости обводнения залежей нефтяных месторождений от вязкости пластовой нефти, числа добывающих скважин, текущей закачки рабочего агента в пласт для различных типов коллекторов с учетом применения внутрипласто-вой водоизоляции, позволяющие повысить надежность прогноза обводнения. Разработана математическая модель для описания процесса обводнения нефтяных залежей для различных типов коллекторов.

5. Разработан способ оперативной оценки степени выработанное™ запасов, позволяющий осуществлять контроль за разработкой нефтяных эксплуатационных объектов.

6. Проведены исследования оценки извлекаемых запасов для 87 объектов завершающих стадий разработки. Установлены 3 эксплуатационных объекта (залежь Тл Казаковского, залежь Тл Мос-кудьинского, залежь Т-Фм Крутовского месторождений) со значимыми расхождениями в утвержденных запасах с прогнозной моде-

лью, для которых рекомендован пересмотр проектно-технологической документации.

Наиболее значимые работы по теме диссертации

1. Галкин C.B., Илюшин П.Ю. Прогноз динамики обводненности продукции скважин в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. М„ 2011, №10, с.22-24.

2. Илюшин П.Ю., Галкин C.B., Поплаухина Т.Б., Лузина Н.Г. Разработка методики определения динамики обводнения продукции скважин с учетом влияния геологических и технологических показателей// Нефтяное хозяйство. М., 2012, №4, с.108-110.

3. Илюшин П.Ю., Турбаков М.С., Галкин C.B. Влияние кратности промывки на коэффициент извлечения нефти для месторождений Пермского Прикамья// Нефтяное хозяйство. М., 2012, №12, с.92-93.

4. Илюшин П.Ю., Галкин C.B. Возможности учета технологических показателей разработки нефтяных месторождений при прогнозе динамики обводненности продукции добывающих скважин // Вестник ПНИПУ. 2012. №4. с. 64-74.

5. Галкин C.B., Илюшин П.Ю., Турбаков, М.С. Илюшина К.С. Влияние фонда добывающих скважин на прогнозирование обводненности нефтяных месторождений с падающей добычей нефти// Нефтепромысловое дело. М., 2012, №12, с. 8-11.

6. Галкин C.B., Илюшин П.Ю. Методика оперативной оценки остаточных извлекаемых запасов нефти на основе анализа динамики обводненности продукции скважин// Нефть, газ и бизнес. М., 2013, №7, с.69-71.

РИЦ Горного университета. 19.11.2013. 3.579. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Илюшин, Павел Юрьевич, Пермь

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего

профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

На правах рукописи

04201454676

ИЛЮШИН ПАВЕЛ ЮРЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ПРОГНОЗА ОБВОДНЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АНАЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ (на примере разработки месторождений Пермского Прикамья)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

C.B. Галкин

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего

профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

На правах рукописи

ИЛЮШИН ПАВЕЛ ЮРЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ПРОГНОЗА ОБВОДНЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АНАЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ (на примере разработки месторождений Пермского Прикамья)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

C.B. Галкин

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение...........................................................................................................................4

1 ФОРМИРОВАНИЕ ПРИНЦИПОВ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ПРОГНОЗА ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ ОТ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ..........................8

1.1 Обоснование использования объектов завершающих стадий разработки. Формирование базы объектов завершающих стадий разработки...........................8

1.2 Формирование базы объектов обучения для различных систем разработки. 11

1.3 Анализ динамики обводненности продукции от выработки запасов на начальных стадиях эксплуатации залежей..............................................................21

1.4 Анализ разработки объектов в процессе эксплуатации залежей. Построение сглаженных кривых ........................................................................................25

1.5 Статистические модели прогноза обводненности залежей от выработки запасов для объектов разработки с различной вязкостью пластовой нефти........29

2 УЧЕТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОГНОЗЕ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ ОТ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ........................34

2.1 Влияние производственных факторов на динамику обводненности продукции скважин....................................................................................................34

2.2 Возможности учета выбытия скважин при прогнозе динамики обводненности продукции.........................................................................................37

2.3 Учет интенсивности закачки при прогнозе динамики обводненности продукции....................................................................................................................45

2.4 Возможности учета компенсации отбора жидкости закачкой при прогнозе динамики обводненности продукции.......................................................................52

2.5 Возможности учета водоизоляционных работ при прогнозе динамики обводненности продукции.........................................................................................56

2.6 Обобщенные зависимости обводненности залежей нефти от степени выработки запасов по группам вязкости..................................................................59

3 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ДИНАМИКИ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ................................................................................................................63

3.1 Постановка задачи оценки динамики обводненности продукции..................63

3.2 Учет текущей закачки рабочего агента при оценке прогнозной обводненности продукции.........................................................................................64

3.3 Учет динамики фонда скважин при оценке прогнозной обводненности продукции....................................................................................................................69

3.4 Учет влияния мероприятий по ограничению водопритока при оценке прогнозной обводненности продукции....................................................................84

3.5 Расчет динамики обводненности залежей нефти месторождений Пермского Прикамья в различных геолого-технологических условиях..................................87

4 ОЦЕНКА СТЕПЕНИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ДИНАМИКИ ОБВОДНЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ...........................................99

Заключение...................................................................................................................110

Список сокращений и условных обозначений.........................................................113

Список литературы......................................................................................................114

Список иллюстративного материала.........................................................................122

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований. На стадии проектирования оптимальность подбора систем и технологий разработки нефтяных месторождений во многом определяется надежностью прогнозных оценок технологических показателей. Наиболее достоверным методом оценки коэффициента нефтеизвлечения и остаточных извлекаемых запасов нефти, рекомендованным к использованию РД 153-39-007-96, признается геолого-гидродинамическое моделирование, при котором с помощью существующих программных средств имитируются процессы, протекающие при разработке нефтяных залежей.

Несмотря на широкие возможности, применение технологий гидродинамического моделирования для недоразведанных месторождений не в полной мере учитывает неоднородность присущую геологическим объектам, приводя к погрешности оценки их запасов до 35%. Статистические оценки более устойчивы к погрешностям в информации, чем методы имитации разработки месторождений, и позволяют в условиях недоразведанных залежей контролировать результаты последних. Кроме этого, использование аналого-статистических методов в сравнение с методами, основанными на построении геолого-гидродинамических моделей, требует значительно меньших временных затрат.

За длительный период эксплуатации нефтяных месторождений Пермского Прикамья накоплен значительный опыт разработки залежей, имеющих различные геолого-физические свойства коллекторов и пластовой нефти, строение пластов и реализуемые системы разработки. Это создает основу для широкого применения различных аналого-статистических моделей, позволяющих оперативно оценивать изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогноза других технологических показателей разработки залежей. В условиях высокой неопределенности геологической информации, особенно на начальных стадиях, такие экспресс-оценки имеют ряд преимуществ перед использованием методов гидродинамического моделирования.

Целыо данной работы является повышение надежности прогнозных оценок обводненности нефтяных залежей при проектировании, анализе и регулировании их разработки.

Идея работы заключается в разработке аналого-статистического метода прогноза динамики обводненности нефтяных залежей при проектировании, анализе и регулировании их разработки.

Задачи исследования:

выполнить анализ существующих методов прогнозирования динамики обводненности залежей нефтяных месторождений;

обобщение физико-геологических характеристик и результатов разработки залежей нефти, находящихся на завершающих стадиях;

обосновать комплекс критериев, оказывающих наибольшее влияние на динамику обводненности залежей нефти;

установить зависимости обводненности нефтяных залежей от геолого-физических и технологических показателей;

получить и обосновать разработанную математическую модель для описания процесса обводнения нефтяных залежей для различных типов коллекторов;

разработать способ оперативной оценки остаточных извлекаемых запасов на основе прогнозирования динамики обводненности продукции скважин для недоразведанных залежей нефти.

Методика исследований включала в себя обработку промысловых данных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» - таких, как изменение обводненности залежей нефти по годам, разделение на различные группы объектов разработки с учетом типа коллектора и значений вязкости пластовой нефти, влияние технологических факторов, а также теоретические исследования по возможности прогнозирования обводненности продукции скважин на различных стадиях разработки.

Научная новизна работы

1. Установлены зависимости обводненности нефтяных залежей от вязкости пластовой нефти (0,5 — 100 мПа*с), числа добывающих скважин, текущей закачки

рабочего агента в пласт для различных типов коллекторов, с учетом применения внутрипластовой водоизоляции.

2. Разработан способ оценки извлекаемых запасов нефти с использованием аналого-статистических моделей обводненности.

Защищаемые научные положения

1 .Установленные зависимости обводненности нефтяных залежей от величин вязкости пластовой нефти (0,5 - 100 мПа*с), числа добывающих скважин, текущей закачки рабочего агента в пласт для различных типов коллекторов, с учетом применения внутрипластовой водоизоляции, позволит повысить надежность прогноза обводнения и тем самым повысить эффективность разработки этих залежей.

2.Разработанный способ оценки извлекаемых запасов нефти с использованием аналого-статистических моделей обводненности позволит уточнить геолого-гидродинамическую модель нефтяной залежи и тем самым повысить эффективность её разработки.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических исследований, высокой сходимостью прогнозных величин с фактическими данными и воспроизводимостью полученных данных с применением современных компьютерных технологий.

Практическая значимость работы

Разработан способ оперативной оценки остаточных извлекаемых запасов нефти на основе прогнозирования динамики обводненности нефтяных залежей с учетом влияния геологических и технологических факторов.

Материалы исследований могут быть использованы при чтении лекций и проведении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Результаты работы использованы при выполнении научно-исследовательских работ (Договор №1/4387 от 04.05.20Юг с ООО «ЛУКОЙЛ-

ПЕРМЬ», Федеральная целевая программа «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009-2013 гг.» (мероприятия 1.2.1, 1.3.2).

По результатам выполненных исследований разработан РД «Методика прогноза обводненности продукции добывающих скважин нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Апробация работы

Основные положения и результаты выполненной диссертационной работы докладывались на: Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, НМСУ «Горный» в 2012 г); научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (2008-2012 гг.); Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, ПНИПУ, в 2010-2012 гг.); Научно-техническом совете ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (2012 г.); I конференция молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОИЛ-Инжиниринг» (г.Москва, 2011 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 8 статей в изданиях, входящих в перечень Высшей аттестационной комиссии Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объём диссертационной работы.

Диссертационная работа изложена на 129 страницах машинописного текста, состоит из введения, 4 глав, списка литературы из 72 наименований. Включает 95 рисунков и 3 таблицы.

1 ФОРМИРОВАНИЕ ПРИНЦИПОВ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ПРОГНОЗА ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ ОТ ВЫРАБОТКИ

ЗАПАСОВ

1.1 Обоснование использования объектов завершающих стадий разработки.

Формирование базы объектов завершающих стадий разработки

Производство углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на первые роли по добыче не только газа, но и нефти. Вместе с тем одной из проблем стабилизации нефтедобычи является закономерное увеличение обводненности продукции нефтяных скважин, которая в среднем для России превысила 83%. С учетом этого проблема прогноза динамики обводненности в различных геолого-технологических условиях разработки весьма актуальна.

Одними из первых в мире в конце XIX- начале XX века особенности разработки и обводнения нефтяных и газовых месторождений рассмотрено в работах американских специалистов. В России еще в ранних работах академика И.М. Губкина [1, 2] отмечена необходимость своевременных мероприятий по борьбе с обводненностью. В частности в работе [2] сформулировано его высказывание, что «Этот враг - вода, которая угрожает залить наши буровые скважины и превратить их из нефтяных в водяные».

Анализ технической литературы за последние несколько лет позволяет утверждать, что проблеме борьбы с обводнением скважин всегда уделялось большое внимание. Данной проблемой занимались такие российские ученые как академик И.М. Губкин, МЛ. Сургучев [3,4], И.Д. Амелин [4], М.А. Азаматов [5], Муслимов Р.Х. [9] и др. Также значительный вклад в изучение обводненности продукции внесли и зарубежные авторы: Chan K.S. [6], Baderestani Н. [7] и многие другие.

Исходя из вышесказанного, предупреждение обводнения, эффективность разработки того или иного объекта разработки зависит от качества прогнозных оценок технологических показателей, одним из которых является обводненность залежей нефти.

Наиболее достоверным методом оценки является гидродинамическое моделирование, позволяющее оценить различные технологические показатели не только количественно, но и в динамике (в процессе разработки нефтяной залежи).

Несмотря на широкие возможности, методы имитации разработки залежей нефти и газа, основанные на построении геолош-гидродинамических моделей, требуют высоких финансовых и временных затрат.

С учетом этого, как минимум для контроля оценок ЦФМ, эффективно использование аналого-статистических методов, не столь чувствительных к высокой неопределенности исходных кондиций недоразведанных месторождений. Статистические оценки более устойчивы к погрешностям в информации, чем методы имитации разработки месторождений и могут в определенной степени контролировать результаты последних.

За длительный период эксплуатации нефтяных месторождений Пермского Прикамья накоплен большой опыт разработки залежей, имеющих различные геолого-физические свойства коллекторов и пластовой нефти, строение пластов и реализуемые системы разработки.

Это создает основу для широкого применения различных статистических моделей экспресс-оценки динамики изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогноза других технологических показателей разработки эксплуатационных объектов. В условиях высокой неопределенности геологической информации, особенно на начальных стадиях, такие экспресс-оценки имеют ряд преимуществ перед использованием методов гидродинамического моделирования, позволяют повысить эффективность разработки нефтяных месторождений

Исходной информацией для экспресс-оценок должны являться

геолого-технологические условия разработки залежей. Информация по эксплуатационным объектам поздних стадий для анализа является наиболее достоверной, поэтому именно они в данной работе являются основой для построения статистических моделей. Использование эксплуатационных объектов, находящихся на поздних стадиях разработки, позволяет судить о реальности достижения проектных коэффициентов извлечения нефти (КИН) и надежности

геолого-технологической информации, накопившейся за длительный период их разработки. Все это создает основу для применения статистических моделей экспресс-оценки динамики изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогнозе других технологических показателей разработки эксплуатационных объектов. Пример реализации статистического подхода при прогнозе технологических показателей разработки нефтяных залежей приведен в работе [12].

Оценка стадии разработки является одним из ключевых факторов при построении моделей оценки остаточных запасов. Понятие стадийности и критерии выделения стадий были сформулированы еще в середине 70-х годов 20 века. История эксплуатации каждого объекта нефтедобычи согласно общепринятым нормам подразделяется на четыре стадии: ввода в разработку основного фонда скважин; периода стабильной максимальной добычи; интенсивного снижения добычи; длительного завершающего периода при низких темпах разработки. Согласно работе [15] можно принять, что к поздней стадии разработки в залежи остается менее половины или около трети начальных извлекаемых запасов нефти. Однако большое разнообразие геологических условий и применяемых систем разработки не позволяет во всех случаях однозначно определять стадию разработки конкретного месторождения [11].

Достижения последних десятилетий в области технологии разработки нефтяных месторождений именно на поздних стадиях эксп�