Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Особенности выработки запасов из нефтенасыщенных коллекторов с деформированной структурой пласта

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Особенности выработки запасов из нефтенасыщенных коллекторов с деформированной структурой пласта"

На правах рукописи

ШАИСЛАМОВ ВИЛЬ ШАМИЛЕВИЧ

ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ИЗ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ДЕФОРМИРОВАННОЙ СТРУКТУРОЙ ПЛАСТА

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 О СЕН 2012

Уфа 2012

005047250

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика»)

Научный руководитель - кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович

Официальные оппоненты:

Котенев Юрий Алексеевич - доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений», заведующий кафедрой; Куликов Александр Николаевич - кандидат технических наук, ООО «РН-УфаНИПИнефть», ведущий научный сотрудник.

Ведущая организация - Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ (г. Уфа)

Защита состоится «28» сентября 2012 г. в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «27» августа 2012 г.

Хисаева Дилара Ахатовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. Нефтенасыщенные горные породы характеризуются пространственной изменчивостью литолого-физических свойств, наличием пор, каверн и трещин. Неоднородность коллекторов вызвана тем, что горные породы испытывают продольные растягивающие и сжимающие нагрузки под действием изменений горного, пластового и капиллярного давлений, в основном связанных с отбором пластовой продукции и создающихся переменных полей давления. Трещиноватость горных пород имеет в основном тектоническое происхождение, развиваясь при складкообразовании или в связи с образованием разломов и обособлением отдельных блоков. Иногда она может быть обусловлена различными в разных зонах скоростями диагенеза и литификации осадков. Пустотность и проницаемость трещин, характеризуемые напряжением трещинообразования, являются определяющими параметрами фильтрационных характеристик вытеснения нефти из пласта. Тектонические нарушения, произошедшие в период образования горных пород, усиливают неоднородность по проницаемости, ведущую к нарушению гидродинамической связи между скважинами в зоне отбора и закачки за счет формирования локальных систем вертикальных трещин, в первую очередь, в карбонатных коллекторах. Это явление объясняет причину низкой эффективности системы заводнения по вытеснению нефти из деформированных коллекторов, которая связывается с уходом закачиваемой воды в систему вертикальных трещин, в преобладающей степени, в породах трещинно-каверно-порового типа. Изучение и исследование изменения фильтрационных характеристик пластовых флюидов в деформированных коллекторах являются крайне востребованными в промысловых условиях, так как их результаты являются основой для создания новых более эффективных технологий нефтевытеснения из подобных нефтенасыщенных коллекторов.

Цель работы - выявление особенностей выработки запасов нефти из деформированных коллекторов, связанных с геологическим строением и регулированием отбора продукции заводнением.

Объект исследования — нефтенасыщенные коллекторы с деформированной структурой пласта.

Предмет исследования - фильтрация пластовых флюидов в деформированных коллекторах.

Основные задачи исследования

1. Анализ и уточнение геологического строения пластов и деформируемости горных пород по месторождениям Урало-Поволжья.

2. Классификация горных пород по деформируемости и выделение новых геологических тел для гидродинамического моделирования.

3. Формирование и обоснование математической модели для изучения фильтрации пластовых флюидов в деформированных коллекторах.

4. Оценка эффективности заводнения пластов при наличии вертикальных трещин.

5. Исследование и создание новых технологий интенсификации отбора нефти из деформированных коллекторов.

Методы исследования

Анализ и решение поставленных задач базируются на обобщении опыта разработки выбранного объекта с использованием данных геофизических, гидродинамических и промысловых исследований, а также современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах математического моделирования для оптимизации сетки скважин и заводнения.

Научная новизна

1. Разработана модель размещения добывающих и нагнетательных скважин в деформированных трещинных структурах для изучения направления фильтрационных потоков в пласте в зависимости от расположения очага заводнения относительно трещинной системы. Уточнена методика расчета технологических показателей и механизм фильтрации в деформированных коллекторах, разбитых по геологическим характеристикам на отдельные геологические тела малых размеров по классификационным признакам.

2. Установлено, что снижение гидродинамической связи между областями отбора и закачки происходит по причине существования локальных вертикальных трещин, являющихся каналами перетока закачиваемой воды в другие горизонты.

3. Теоретически обоснована динамика изменения профиля притока к стволу наклонной (пологой) скважины после создания трещинной системы гидравлическим разрывом пласта, характеризующейся высокой неравномерностью притока и максимальной интенсивностью его в области трещины и отсутствием в зонах близких к началу или концу трещины.

Основные защищаемые научные положения

1. Методическое обоснование размещения добывающих и нагнетательных скважин в деформированных трещинных структурах.

2. Методы исследования гидродинамической связи между областями отбора и закачки в деформированных структурах с трещинными системами по вертикали.

3. Результаты исследования изменения профиля притока к стволу наклонной (пологой) скважины на математической модели с учетом трещинной системы.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций.

Достоверность результатов диссертационной работы обеспечивается выполненными теоретическими исследованиями путем численного моделирования фильтрационных характеристик пласта с размещением добывающих и нагнетательных скважин в деформированных структурах пласта и сопоставлением полученных рекомендации с фактическими данными по пробуренным скважинам.

Практическая значимость н реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Пронькинском, Ибряевском, Росташинском и Ольховском месторождениях ОАО «Оренбургнефть». На основе анализа и изучения карт напряжений горных пород, компенсации отборов закачкой воды и пластовых давлений были подготовлены геолого-технические мероприятия, включающие перераспределение объемов фильтруемой жидкости по пластам месторождений и даны рекомендации по оптимизации систем разработки объектов.

2. За счет внедрения рекомендаций автора по регулированию системы заводнения на Пронькинском нефтяном месторождении, а именно восстановления пониженного давления на участках несоответствия карт пластового давления картам компенсации отборов закачкой с учетом наличия зон развития вертикальных трещин, и оптимизации объемов закачиваемой воды и отбираемой нефти, дополнительно добыто 920 т нефти с экономическим эффектом 980 тыс. руб.

Личный вклад автора

Соискателем создан классификационный ряд основных локальных структур по деформированное™ пород, разработана модель размещения добывающих и нагнетательных скважин в трещинных структурах, построены гидродинамические модели, изучены направления фильтрационных потоков в

зависимости от расположения очага заводнения относительно трещинной системы, проанализированы полученные результаты.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на: семинарах ООО НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2009-2012 гг.); научно-практической конференции в рамках VIII конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009 г.); техсоветах НГДУ «Бугурусланнефть» (г. Бугуруслан, 2011), ЗАО «Алойл» (г. Бавлы, 2010-2011 гг.).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы исследования, сформулированы цель и задачи работы, её научная новизна, защищаемые положения и показана практическая значимость полученных результатов.

В первой главе выполнен обзор опубликованных источников по рассматриваемой проблеме и обоснование задачи исследования.

Отмечено, что изучению поведения горных пород, сформированных и находящихся в естественных условиях, в последние годы уделяется значительное внимание, вызванное отбором полезных ископаемых. Так, например, всё в большей степени расширяется охват выработки углеводородов из сложно-построенных геологических тел, в частности, отбор нефти из нефтенасыщенных деформированных коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений. При этом горные породы испытывают значительные возмущающие силы от действия гравитационных сил, температуры, порового и пластового давлений, сейсмических сил, часто значительных. Обычно считается, что в горных породах без учета сейсмических явлений деформационные изменения незначительны. Однако напряжения сжатия, растяжения, кручения, изгиба, возникающие при изменении температурного поля и давления, так же приводят к упругим и остаточным деформациям. Это неоднократно подтверждается в исследованиях М.П. Воларовича, Е.И. Батюка, И.С. Томашевской, В.М. Добрынина, Ю.П. Желтова, Ю.В. Желтова, C.B. Кузнецова, С.А. Христиановича, Г.И. Баренблагга, А.П. Крылова, Б.П. Беликова, К.С. Александрова, Т.В. Рыжова, Г.П. Черепанова и многих других. Ими изучены различные процессы, происходящие в горных породах, с учетом деформации и изменения их прочностных свойств. Так, описана природа возникновения и проявления деформационных процессов, вызванных влиянием тектонического напряжения, давления, температуры, действующих на горную породу длительно и кратковременно. Для целей изучения фильтрационно-

емкостных параметров нефтяного пласта, большую роль играет изучение его прочностных характеристик, так как именно они определяют состояние порового пространства (пористость и проницаемость коллектора). В основном эти явления изучаются в лабораторных условиях путем определения под переменными нагрузками на породу предела текучести ais, предела прочности aicii значения деформации как продольной еь так и поперечной £2.

Обобщение работ российских исследователей, проведенных в основном в лабораториях Института физики Земли АН СССР (ИФЗ), Института геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ), Всесоюзного научно-исследовательского маркшейдерского института (ВНИМИ) и Института геологии и геофизики СО АН СССР (ИГиГ СО), показывает, что эта проблема достаточно глубоко изучена, но продолжаются исследования систем «напряжение-деформация», в результате которых установлено увеличение предела прочности образцов пород различного типа с ростом скорости нагружения. Как отмечают М.П. Воларович, Е.И. Батюк, А.И. Левыкин, И.С. Томашевская, исключение составляют породы, которые сложены различающимися по размеру зернами или минералами с весьма различными свойствами. В этих случаях на фоне общего повышения предела прочности с возрастанием скорости деформирования могут наблюдаться локальные минимумы. При некоторых скоростях деформирования, разных для испытанных пород, образцы становятся очень пластичными перед разрушением, например, образцы с включениями глин, но пластичность проявляется в очень узком диапазоне скоростей деформирования.

Обобщение этих работ позволяет выделить наиболее значимые выводы -деформация горных пород происходит в результате механического взаимодействия горных пород и насыщающих их жидкостей, возмущающих сил, действия градиентов давления на породы пласта (например, вокруг стволов обсаженной и необсаженной скважины) и под действием деформационных процессов происходят изменения пористости и проницаемости.

Для определения связи между проницаемостью и пористостью, с учетом структуры порового пространства в деформированных коллекторах, автор использовал понятие структурной извилистости, коэффициента извилистости по фактическим данным по 181 месторождениям ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Оренбургнефть». В результате этого были определены зависимости проницаемости пород от пористости, значения которых затем были использованы в численных расчетах.

В конечном итоге подробного анализа и обзора опубликованных работ были сделаны обобщающие выводы и сформирована постановка задачи исследования:

Обобщение геолого-геофизических характеристик 181 нефтяного месторождения Урало-Поволжья по залежам углеводородов показывает, что сложнопостроенные структуры являются недостаточно изученными. Поэтому необходимо для проведения локальных исследований формирование геологических тел и их фильтрационных характеристик с целью увеличения нефтеизвлечения из деформированных нефтенасыщенных структур в системе «ячейка-единичная скважина», а объекты разукрупнить и разделить на отдельные геологические тела с использованием информации о напряжениях и деформации пород по классификационным признакам путем изучения фактических данных о строении нефтенасыщенных коллекторов.

Во второй главе выполнена классификация типов залегания пластов исходя из деформированности горных пород по месторождениям Урало-Поволжья. Вначале даны методы формирования и представления о предрасположенности коллекторов нефтяных месторождений Урало-Поволжья к деформациям на основе анализа исторической и тектонической активности региона.

Показаны различные примеры стратиграфического согласного и несогласного залегания пород в разрезах многих месторождений. Например, для Самарской области на всех месторождениях стратиграфическое согласное залегание прослеживается в разрезе фаменских отложений верхнего девона и каменноугольных отложений (Обошинское, Якушкинское, Губинское, Волго-Сокское и другие месторождения).

Типы несогласного залегания отмечены на месторождениях Самарской области, в частности, прослеживаются и на тектонических элементах Бузулукской и Мелекесской впадин.

Процессы денудации на рассматриваемой территории сопровождают все перерывы в осадконакоплении. Судя по мощности отложений, эти перерывы были сравнительно непродолжительными и не сопровождались интенсивными эрозионными процессами. Вследствие этих непродолжительных и малоинтенсивных эрозионных процессов образовались различные геологические структуры со сложнопостроенной основой (рисунок 1) или, например, врезовые зоны, относящиеся к несогласному типу залегания пород.

Рисунок 1. Геологический разрез пластов среднего девона Ольховского месторождения Оренбургской области

К типу несогласий относится также клиноформное залегание, которое в основном характерно для пластов Западной Сибири.

Автором отмечено, что формирование клиноформных тел могут быть приурочены к разным стратиграфическим уровням. Так, клиноформы были выделены в отложениях турнейского яруса на месторождениях прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) в пределах Оренбургской области (например, Алдаркинское месторождение). Изменчивость и многообразие геологического строения нефтяных залежей привели к значительному разнообразию петрофизических характеристик коллекторов.

Так, в результате проведенной корреляции и анализа геологического строения в фаменских отложениях на Хилковском месторождении были выявлены геологические тела, представленные, в основном, глинистыми отложениями с маломощными карбонатными прослоями. Полученные в разрезе верхнего девона геологические тела, сложенные из терригенно-карбонатных пород, представляют собой форму схожую с клиноформной.

Для создания модели геологического тела, определения границ нефтеносности залежей и подсчета запасов нефти большую роль играет обоснование достоверного положения уровня начального водонефтяного контакта (ВНК).

Поэтому автором обосновано определение уровня ВНК путем построения кросс-плотов и куммулят с использованием данных по всему фонду необводненных скважин, причем обоснование следует проводить по верхней границе доверительного интервала для подошвы по нефти и нижней границе доверительного интервала для кровли по воде. Точка пересечения кривых на куммуляте показывает равную вероятность для обоих характеров насыщения и может условно приниматься за уровень ВНК. При этом возможен случай, при котором часть нефтяных точек может находиться ниже, а часть водяных точек -выше принятого уровня ВНК, но в пределах доверительного интервала горизонтального ВНК (рисунок 2).

Если кривые на куммуляте, построенные по границам доверительного интервала, пересечения не имеют, это означает, что искажения значений абсолютных отметок (АО) подошвы нефти и кровли воды из-за погрешностей инклинометрии даже в наклонных скважинах с большим удлинением мало влияют на точность обоснования ВНК. Последнее в этом случае можно проводить по куммулятам, построенным по расчетным значениям АО подошвы нефти и кровли воды, а не по границам доверительных интервалов.

Если отметки нефти или воды в некоторых скважинах не укладываются в доверительный интервал горизонтального ВНК, это говорит либо о необходимости переинтерпретации и уточнения характера насыщения в этих скважинах, либо о наличии в них ошибки в расчете АО, превышающей случайную статистически допустимую, и необходимости устранения причин ошибки или введения дополнительной поправки на АО, либо о наличии ВНК, отличного от горизонтального (то есть о наличии наклонного ВНК или ВНК в виде сложной поверхности).

Доля скважин

■ 1 ■ : 1: : 1 :

1 ■ 1 • ■ « • 1 ■ ■ . ■

; з| ■ 1 * : 1 :

1 -н ч :1: \ ■ 1 ■ Л * ' г

3--вн* \ ; 1

Доля скважин

-2110 -2140

а) условно-прямые скважины

. 1 . ; | ; : 1:

1 ■ 1 • : I: ■ .3.

■ 1 ■ ; | ; ; | :

: |: 1. : |: 2

. 2 -в 3--ВНК --1- ч ■ 1 ' -> 41'/

б) все скважины

Рисунок 2. Интегральное распределение (куммуляты) абсолютных отметок

нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов в клиноформах Б, Е пласта БВю"~2) Самотлорского месторождения. Принят ВНК -2158 м

Представленные выше методические приемы обоснования ВНК с привлечением данных по наклонным скважинам позволяют статистически определять уровень ВНК даже в тех залежах, где количество условно-вертикальных скважин слишком мало. При этом сопоставление методик обоснования ВНК по условно-вертикальным скважинам и по всем скважинам показывает высокую сходимость результатов и там, где условно-вертикальных скважин достаточно много. Поэтому с целью повышения достоверности определения уровня начального ВНК предложено методику обоснования ВНК по условно-вертикальным скважинам дополнить обоснованием ВНК по границам доверительных интервалов с привлечением данных по наклонным скважинам для уточнения параметров выделенного геологического тела.

Далее выполнена классификация характерных участков залежей нефти по структурным особенностям, обусловливающим необходимость изменения системы разработки в соответствии с направлениями деформационных изменений пласта и стандартизации схем гидродинамического моделирования. Изобилие форм и вариантов структурного залегания нефтеносного пласта на первый взгляд безгранично (рисунок 1). Однако предшествующая тектоническая активность нефтеносного региона характеризуется хаотичным залеганием пород по абсолютным отметкам и структуре залегания. В то же время любое сложное явление можно разгруппировать на составляющие его элементы с последующей их типизацией и индивидуальным изучением.

Представленные на рисунке 1 фрагменты геологического разреза в достаточной степени казалось бы простые, но несущие основные признаки структурного изменения пород, можно разложить на следующие более простые образования: породы условно-платформенного типа с равномерно распределенной толщиной продуктивного пласта, с маловыпуклой структурой при основном горизонтальном формировании, крутопадающей структурой пласта, малоамплитудные структурные изменения пород, пласты с выраженной синусоидой с переходом на платформенное строение (рисунок 3), с единичной синусоидой (рисунок 4), с распространением коллекторов по нарастающей синусоиде, с повторяющейся синусоидой в горизонтальном направлении.

Резкое изменение структуры пласта приводит к образованию статических напряжений, сконцентрированных вдоль складок. Гидродинамическое нарушение равновесия скелета породы, разгружаемого пластовым давлением, при отсутствии достаточной текучести пород коллектора приводит к образованию направленных зон анизотропии пласта по проницаемости вследствие трещинообразования.

рнЭ^

-31&P

josa

■Д17П

Рисунок 3. Пласт с выраженной синусоидой с переходом на платформенное строение

-3170

ип

н»

получено

Рисунок 4. Пласт с единичной синусоидой

Для повышения эффективности выработки пласта в данных осложненных условиях необходимо, по возможности, сохранение гидродинамического равновесия по обе стороны от анизотропного участка (нейтрализации фильтрационных потоков) или создание фронта вытеснения вдоль него. На рисунке 5 представлены 6 основных схем размещения скважин в условиях ориентированно выраженной анизотропии пласта, обусловленной резким изменением структуры пласта: регулярные, рядные системы разработки; с использованием горизонтальных и вертикальных скважин; с избирательным расположением скважин.

Рисунок

5. Первая группа размещения скважин с поперечным фронтом вытеснения. Типы геологических тел 1 и 2 (один излом)

По результатам анализа структурных особенностей залегания нефтеносных пластов Урало-Поволжья выявлено девять основных типов локальных структур, характеризующихся деформационной анизотропией: локальная антиклиналь (ЛА), локальная синклиналь (ЛС), единичная синусоида (ЕС), терраса, овраг, вал, антиклинальная синусоида (АС), синклинальная синусоида (СС), падающая синусоида (ПС). Выявленные девять типов

локальных деформированных структур нами отнесены к трем группам по сложности деформационных изменений в пласте. Первая группа структур имеет один излом (зону концентрации напряжений направленного характера), вторая группа - два излома и третья - три излома. Рассмотрено два способа размещения (преобразования, модификации) классических схем разработки и схем с горизонтальными скважинами, заключающихся в первом случае - в нейтрализации гидродинамических линий тока вдоль тензора проницаемости и формировании зеркально изолированных друг от друга ячеек выработки запасов нефти вдоль анизотропных пластов, и во втором случае - в формировании фронта вытеснения вдоль анизотропного изменения пласта с целью вовлечения в разработку запасов, сосредоточенных в анизотропной зоне с большей интенсивностью, чем в изотропной области (см. рисунок 5). Аналогичным образом для всех типов геологических тел были построены схемы размещения скважин.

С использованием поперечного принципа (группа 1) расположения фронта вытеснения рассмотрено 6 схем разработки по 9 типам геологических тел: регулярная семиточечная система разработки; с размещением горизонтальных добывающих и рядов вертикальных нагнетательных скважин; рядная система разработки; с размещением горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин; преобразованная девятиточечная система разработки; с избирательным расположением скважин.

С использованием продольного принципа (группа 2) расположения фронта вытеснения рассмотрено 6 схем разработки по 9 типам геологических тел: регулярная семиточечная система разработки; с размещением горизонтальных добывающих и рядов вертикальных нагнетательных скважин; рядная система разработки; с размещением горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин; преобразованная девятиточечная система разработки; с избирательным расположением скважин.

Наиболее значимой особенностью формирования геологических тел является определение конфигурации, размеров (по горизонтали и вертикали) и его объема. В основе принципа выбора геологических тел, использованного в работе, лежит сочетание четырёх основных простейших элементов: плоское, относительно «горизонтальное» залегание пород; залегание пород на склоне («крылья» пласта); «антиклиналь» и «синклиналь». Сочетание данных простых элементов в едином геологическом теле дает некую дополнительную пятую субформу - «сопряжение», радиус кривизны которой, а так же «антиклинали» и «синклинали» определяет зональную анизотропию пласта. Ориентация

сочетания простейших элементов в геологическом теле (слева направо, справа налево) не имеет значения. Размеры элементов в геологическом теле, описывающем участок реальной залежи, не должны превышать 1-2 средних межскважинных расстояний (в противном случае радиус кривизны пласта не будет критичным и выделить анизотропную зону не удастся). Если же форма залежи менее изменчива, то участок делится на составные части.

Необходимое и достаточное количество геологических тел, характеризующихся деформационными изменениями пласта, выбиралось исходя из соображений исключения подобных, взаимозаменяющих случаев с учетом всех описанных выше накладываемых ограничений.

Наряду с методами геологического и гидродинамического моделирования для определения объемов выделенных геологических тел, их границ и размеров может быть применен и метод фрактальной геометрии, который позволяет использовать фрактальные представления для исследования и определения геометрии сложных объектов: длину, площадь, массу, объем объекта. Для количественной оценки характеристик свойств фрактала используется размерность фрактала. Если фрактальное множество вложено в трехмерное евклидово пространство, оно покрывается сферами или кубиками. Именно метод размещения кубов в настоящее время используется при геологическом и гидродинамическом моделировании. Здесь же мы показываем различные пути получения конфигурации геологических тел (его объема) и использование их в первую очередь для численного моделирования по определению технологических показателей разработки локального объекта.

Границы применимости метода размещения скважин и режим их работы определяются для каждого месторождения индивидуально, исходя из режимов работы залежи, фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и геометрических параметров пластов.

В третьей главе приведены результаты теоретического изучения движения многофазной жидкости в деформированных коллекторах, разделенных на геологические тела, в частности, эффективность размещения добывающих и нагнетательных скважин в деформированных структурах пласта на примере геологического тела типа «Терраса».

Как видим из геологического разреза на рисунках 3, 4, снижение эффективности заводнения пластов при наличии систем вертикальных трещин может быть обусловлено наличием неконтролируемого межпластового перетока добываемой и закачиваемой жидкостей. В условиях выявленных нарушений геологических формаций появляется возможность априори принять

решение, позволяющее наиболее оптимально организовать систему поддержания пластового давления и равномерно охватить залежь выработкой (рисунок 6).

Рисунок 6. Схема расположения нагнетательной скважины относительно трещинной системы

Если в пласте, имеющем естественную кривизну, при определенной толщине и радиусе кривизны (Ь, Я) развиваются напряжения, приводящие к возникновению системы вертикальных трещин в приконтурной и кровельной частях пласта (рисунок 6), тогда направление фильтрационного потока относительно трещинной системы будет определяться от расположения очага заводнения.

Рассматривается модель пласта размером 1000 м на 400 м, на примере разреза Росташинского месторождения, смятого в складку с радиусом кривизны Я, в котором возникшие напряжения привели к образованию системы вертикальных трещин. Модель состоит из двух пластов, мощность каждого пласта составляет 10 м (рисунок 6).

Пласты разделены друг от друга непроницаемым слоем. Проницаемость и пористость верхнего пласта равны 1 мкм2 и 24 %, нижнего - 0.75 мкм2 и 20 %, соответственно. Пласты являются анизотропными по проницаемости (К2=0.01 мкм"). Высота поднятия Ь=20 м, расстояние между точками «перегиба» пласта

L=90 м. Для решения задачи использовался пакет гидродинамического моделирования "Tempest-More" (Roxar).

Вариант строения поля проницаемости модельной залежи предполагает наличие системы вертикальных трещин, локализованных в областях коллектора с максимальным значением псевдокривизны пласта в. В области трещин поле проницаемости приобретает резко выраженный анизотропный характер. В рассматриваемом случае в области перегиба пласта проницаемость ячейки модели с трещинной системой Kz возрастает до значения 1 мкм2, а латеральные компоненты Кх и Ку снижаются до 0.01 мкм2. Трещинная система пронизывает непроницаемый межпластовый раздел, создавая тем самым между пластами локальную гидродинамическую связь.

Рассматриваемая модель является элементом залежи с пятиточечной схемой размещения скважин. Нагнетательная скважина, расположенная в центральной части модели, ведет закачку на верхний пласт с ограничением по предельному забойному давлению. Добывающие скважины № 1 и № 2 работают на верхний пласт с начальными дебитами по жидкости 100 м3/сут, а добывающие скважины № 3 и № 4 осуществляют отбор запасов из обоих пластов с начальными дебитами 200 м3/сут (по 100 м3/сут с каждого пласта). При этом для исключения влияния внутрискважинных перетоков в модели используется раздельный учет добычи с верхнего и нижнего пластов — аналог одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Схема расположения скважин и интервалы перфорации представлены на рисунке 7. В целях предотвращения разгазирования на величину забойных давлений добывающих скважин задано ограничение Pra6>Ppa-!ia1, Скважины пускаются в работу одновременно.

Схему расположения нагнетательной скважины разделили на 3 группы: 1 группа (позиции XI-Х5) - расположение на «нижнем» пологом участке модельной залежи вблизи нижней трещины, 2 группа (позиции Х6-Х14) -расположение на склоне модельной залежи, между двумя трещинами (от нижней к верхней), 3 группа (позиции Х15-Х16) - расположение на «верхнем» пологом участке модельной залежи вблизи верхней трещины.

Результаты численных исследований показали, что существенного различия в накопленной добыче нефти в рамках каждой из групп не наблюдается. Однако характер и интенсивность накопления нефти различны.

Так, динамика помесячной добычи нефти по варианту XI (базовый вариант), а также динамика относительного изменения помесячной добычи по другим вариантам относительно базового различны (рисунок 7).

Наряду с естественной трещиноватостью в горных породах могут развиваться искусственно созданные трещины, создаваемые при проведении гидроразрыва пласта (ГРП). Далее рассмотрен приток нефти к полого-направленной скважине с ГРП с учетом гидравлических и местных сопротивлений в стволе скважины на основе простой численной модели, по методике НПО «Нефтегазтехнология». Ствол скважины проходит по середине пласта (абсолютная отметка пологого участка скважины изменяется на 11 м). Длина ствола равна 125 м.

Рисунок 7. Накопленная добыча нефти при различном расположении нагнетательной скважины относительно трещинной системы

Рассмотрены результаты численных исследований на профильной модели притока к стволу скважины в отсутствие гидроразрыва пласта (базовый вариант) и с ГРП. Приводятся различные варианты проведения ГРП с вертикальной трещиной: первый вариант, когда гидроразрыв пласта проводится в области забоя скважины с длиной образующейся трещины 55 м, второй вариант, когда ГРП проводится в начале горизонтального участка ствола скважины, длина трещины также составляет 55 м, третий вариант, когда ГРП проводится в середине ствола скважины, длина трещины также составляет 55 м. Отметим, что в начале ствола горизонтального участка толщина пласта максимальна.

В результате численных исследований получено, что проведение ГРП увеличивает общий дебит скважины в 1.4 - 1.5 раза. При этом максимальный дебит скважины наблюдается при проведении ГРП в области максимальной продуктивной толщины пласта.

В четвертой главе показаны примеры интенсификации притока нефти из пласта путем использования разработанных рекомендаций автора для деформированных коллекторов, в частности, оптимизация условий применения технологии ГРП в горизонтальных скважинах (выявление причин обводнения пластов после ГРП из-за изменения коэффициента упругоёмкости в нефте- и водонасыщенных деформированных пластах).

Предложены и определены оптимальные с точки зрения экономики интервалы создания трещин в горизонтальном стволе скважины. По результатам численного исследования для случаев с различной длиной трещин установлено, что оптимальная длина трещины составляет около 40% длины всего горизонтального участка ствола скважины.

Предложен оперативный статистический метод назначения комплексных ГТМ по скважинам, опирающийся на гидродинамические и промысловые исследования, а также на накопленный статистический опыт по успешным ГТМ в сопоставлении с особыми критериями подбора скважин, состоящий из оценки динамики изменения энергетического состояния призабойной зоны, обводненности и степени выработанное™ извлекаемых запасов.

Проведена оценка эффективности предложенных и апробированных на практике рекомендаций по оптимизации многовариантных схем расположения горизонтальных скважин, опирающихся на взаимное ориентирование добывающих и нагнетательных скважин путем исследования схем их размещения с учетом степени выработанности и наличия остаточных запасов в анизотропном пласте, определением прогнозных КИН. Показана действенность принятых решений на практике, выраженная в приращении доли активно дренируемых запасов нефти.

Разработан универсальный метод сравнения эффективности показателей, применимый и к любым другим группам геолого-технических мероприятий (ГТМ), отличающимся в общей своей массе друг от друга по какому-либо фактору и характеризующихся по отдельности разновеликими сравниваемыми параметрами.

Таблица 1 - Оценка эффективности бурения горизонтальных скважин

Скв. Длина гориз. участка скв., м Нач. дебит нефти, т/сут Нач. дебит жидк., т/сут Накопл. добыча нефти, тыс.т Подвижные изв. запасы1, тыс.т/скв Введенные в активную разработку2, тыс.т/скв. Соотношение запасов3, д.ед. Прираще -пне извл. запасов4, тыс.т/скв Доп.доб. нефти за счет оптимизации ГС5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Скважины, пробуренные без учета рекомендаций

61503-2 190 75 461 29.268 48.7 42.2 0.87 - -

5499-2 265 17 284 15.644 29.7 27.34 0.92 - -

50576-2 191 81 527 13.617 32.8 29.6 0.90 - -

Ср. 182 58 424 19.510 37.1 33.0 0.89 _ _

Скважины, пробуренные с учетом рекомендаций

50561-2 204 147 181 35.711 52.3 46.5 0.89 0.93 0.71

32058-2 192 76 289 38.901 49.3 45.4 0.92 0.91 0.78

26332-2 270 77 169 28.144 34.2 32.1 0.94 0.64 0.56

Ср. 222 100 213 34.252 45.3 41.3 0.91 _ _

Итог - - - 102.756 135.8 - 0.02* 2.48 2.05

1 - Произведение геологических запасов скважины на коэффициент вытеснения;

2 - НИЗ, определенные по характеристике вытеснения;

3 - Отношение активных запасов к подвижным;

4 - Произведение активных запасов и изменения средней величины соотношения запасов;

5 - Произведение накопленной добычи и изменения средней величины соотношения запасов;

* - Изменение средней величины соотношения подвижных и дренируемых запасов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Обобщение геолого-фнзических характеристик нефтяных месторождений Урало-Поволжья со сложно-построенной структурой горных пород с деформированными коллекторами показало, что данное направление является недостаточно изученным для проведения фильтрационных исследований и определения технологических показателей выработки запасов нефти в системе «единичная скважина-ячейка», так как в сложных структурах геологических образований не выделены малые геологические тела по классификационным признакам.

2. В результате анализа и уточнения всех типов согласного и несогласного залегания пород по 181 месторождению Урало-Поволжья с деформированными коллекторами выделены геологические модели для структурных геологических тел путем деления их по классификационным признакам на 3 группы по 6 способам размещения горизонтальных и вертикальных скважин перпендикулярно к зоне деформации пласта и вдоль нее с типизацией по 9 локальным геологическим телам. Каждый элемент классификации

характеризуется собственными признаками, а в совокупности представляют любую нефтяную залежь.

3. Приведены конкретные примеры решения задач по оптимизации системы заводнения на примере геологического тела по типу образования «Терраса» и расчет технологических показателей с различным размещением горизонтальных и вертикальных скважин.

4. Численными исследованиями на базе реальных технико-экономических показателей конкретного предприятия и промысловых данных разработана методика расчета влияния длины трещины ГРП на накопленную добычу нефти и дисконтированный доход предприятия. Показано, что например, для условий пласта БВ8 1-3 Самотлорского месторождения оптимальная длина трещины составляет 160 - 220 м, а конкретное значение для любой нефтяной залежи определяется по данным целевых исследований.

5. Проведена оценка эффективности предложенных и апробированных на практике рекомендаций по оптимизации многовариантных схем расположения горизонтальных и вертикальных скважин в деформированных геологических структурах пород. В целом в результате внедрения рекомендаций автора по регулированию системы заводнения на Пронькинском месторождении дополнительно добыто 920 т нефти с экономическим эффектом 980 тыс. руб.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

1. Владимиров И.В. Снижение эффективности заводнения пластов при наличии систем вертикальных трещин / И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова, В.Ш. Шаисламов, А.Г. Кан, Ю.В. Михеев // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - Москва: ВНИИОЭНГ. - 2010. - № 1. -С.54-57.

2. Сарваретдинов Р.Г. Совершенствование методики обоснования положения ВНК с привлечением данных по наклонным скважинам / Р.Г. Сарваретдинов, Р.Х. Гильманова, A.C. Грищенко, СЛ. Рыжов , В.Ш. Шаисламов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - Москва: ВНИИОЭНГ. - 2010. - № 11. - С 24-27.

3. Литвин В.В. Оптимальные условия применения технологии ГРП на горизонтальных стволах скважин / В.В. Литвин, С.Х. Абдульмянов, И.В. Владимиров, Н.И. Хисамутдинов, В.Ш. Шаисламов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - Москва: ВНИИОЭНГ. - 2010. - № 11. - С. 65-67.

iß) .

4. Пицюра E.B. Использование результатов промысловых и гидродинамических исследований при выборе скважин для проведения ГТМ по стимуляции добычи нефти / Е.В. Пицюра, В.Ш. Шаисламов, И.А. Кристьян, Д.К. Сагитов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - Москва: ВНИИОЭНГ. 2010. - № 12,- С.38-40.

5. Владимиров И.В. Профиль притока к полого направленной добывающей скважине с ГРП / И.В. Владимиров, В.Ш. Шаисламов, Е.В. Пицюра, В.А. Лепихин, Д.А. Кравец // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - Москва: ВНИИОЭНГ. - 2011. - № 1. - С.4 -6.

6. Курапова И.Г. Уточнение типов залегания горных пород по месторождениям Самарской области / И.Г. Курапова, В.Ш. Шаисламов, Э.Р. Мустаева, Р.Х. Гильманова // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - Москва: ВНИИОЭНГ. - 2011. - № 2. -С.66-70.

7. Шаисламов В.Ш. Оптимизация размещения нагнетательных скважин в условиях гидродинамически связанных многопластовых нефтяных залежей с наличием системы вертикальных трещин / В.Ш. Шаисламов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - Москва: ВНИИОЭНГ. - 2011. - № 7. - С.50-54.

8. Шаймарданов М.Н. Изменение фильтрационных свойств пласта под действием внутренних напряжений в пласте / М.Н. Шаймарданов, М.С. Антонов, В.Ш. Шаисламов, М.А. Кузнецов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -Москва: ВНИИОЭНГ. - 2012.-№ 1.-С.22-25.

9. Хисамутдинов Н.И. Классификация участков залежей на геологические тела в деформированных структурах пласта и унификация схем размещения скважин для гидродинамического моделирования / Н.И. Хисамутдинов, Д.К. Сагитов, В.Ш. Шаисламов, А.Р. Листик // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - Москва: ВНИИОЭНГ. -2012.-№6.-С.54-59.

в других изданиях:

10. Владимиров И.В. Методика исследования влияния разгазирования нефти на конечную нефтеотдачу пластов и создания оптимальных технологий нефтевытеснения / И.В. Владимиров, В.В. Орехов, В.В. Фирсов, A.A. Хальзов, P.P. Еникеев, В.Ш. Шаисламов // Уфа: Изд-во ООО «Выбор». - 2008.-44 с.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано в печать 24.08.2012 г. Бумага офсетная. Заказ № ц120571. Тираж 100 экз. Отп. в тип. ООО «Информреклама» Уфа, ул. Ветошникова, 97, тел. (347) 25-25-999,25-33-777 vvww.inforek.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шаисламов, Виль Шамилевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ОПУБЛИКОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПО

РАССМАТРИВАЕМОЙ ПРОБЛЕМЕ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

ИСС ЛЕДОВ АНИЯ.

1.1 Общие положения о деформации горных пород.

1.2 О связи между проницаемостью и пористостью с учетом структуры порового пространства в деформированных коллекторах.

1.3 Зависимости проницаемости от пористости для нефтяных месторождений

Самарской и Оренбургской областей.

1.4. Выводы по 1 главе.

ГЛАВА 2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТИПОВ ЗАЛЕГАНИЯ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ ВЫДЕЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ТЕЛ ПО ДЕФОРМИРУЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ УРАЛО-ПОВОЛЖСКОГО РЕГИОНА.

2.1 Формирование представления о предрасположенности коллекторов нефтеносных месторождений Урало-Поволжья к деформациям на основе анализа исторической тектонической активности региона.

2.2 Повышение достоверности обоснования ВНК с привлечением данных по наклонным скважинам с целью подтверждения структурных особенностей залежей, предрасположенных к деформациям.

2.3 Классификация характерных участков залежей нефти по структурным особенностям, обусловливающим необходимость изменения системы разработки в соответствии с направлениям деформационных изменений пласта.

2.4 Выводы по 2 главе.

ГЛАВА 3. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ИЗУЧЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ МНОГОФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ В ДЕФОРМИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ.

3.1 Исследование изменения фильтрационных свойств пласта под действием внутренних напряжений в пласте.

3.2 Оценка эффективности заводнения пластов при наличии вертикальных трещин.

3.3 Исследование эффективности размещения добывающих и нагнетательных скважин в деформированных структурах пласта.

3.3.1 Теоретические предпосылки к проведению численных исследований.

3.3.2 Создание искусственных трещинообразующих деформаций при проведении гидроразрыва пласта в полого направленном стволе скважины.

3.5. Выводы по 3 главе.

ГЛАВА 4. ФОРМИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ПУТЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ АВТОРА С ДЕФОРМИРОВАННЫМ КОЛЛЕКТОРОМ.

4.1 Оптимизация условий применения технологии ГРП в горизонтальных скважинах (выявление причин обводнения пластов после ГРП из-за изменения коэффициента упругоёмкости нефте- и водонасыщенных деформированных пластов).

4.2 Оценка по зональной неоднородности предрасположенности пластов к накоплению деформационных напряжений при выборе скважин для проведения ГТМ по стимуляции добычи нефти на основе результатов промысловых и гидродинамических исследований.

4.3 Использование результатов исследований автора при выборе геологотехнических мероприятий. Оценка эффективности применения.

4.4. Выводы по 4 главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности выработки запасов из нефтенасыщенных коллекторов с деформированной структурой пласта"

Актуальность темы. Нефтенасыщенные горные породы характеризуются пространственной изменчивостью литолого-физических свойств, наличием пор, каверн и трещин. Неоднородность коллекторов вызвана тем, что горные породы испытывают продольные растягивающие и сжимающие нагрузки под действием изменений горного, пластового и капиллярного давлений, в основном связанных с отбором пластовой продукции и создающихся переменных полей давления. Трещиноватость горных пород имеет в основном тектоническое происхождение, развиваясь при складкообразовании или в связи с образованием разломов и обособлением отдельных блоков. Иногда она может быть обусловлена различными в разных зонах скоростями диагенеза и литификации осадков. Пустотность и проницаемость трещин, характеризуемые напряжением трещинообразования, являются определяющими параметрами фильтрационных характеристик вытеснения нефти из пласта. Тектонические нарушения, произошедшие в период образования горных пород, усиливают неоднородность по проницаемости, ведущую к нарушению гидродинамической связи между скважинами в зоне отбора и закачки за счет формирования локальных систем вертикальных трещин, в первую очередь, в карбонатных коллекторах. Это явление объясняет причину низкой эффективности системы заводнения по вытеснению нефти из деформированных коллекторов, которая связывается с уходом закачиваемой воды в систему вертикальных трещин, в преобладающей степени, в породах трещинно-каверно-порового типа. Изучение и исследование изменения фильтрационных характеристик пластовых флюидов в деформированных коллекторах являются крайне востребованными в промысловых условиях, так как их результаты являются основой для создания новых более эффективных технологий нефтевытеснения из подобных нефтенасыщенных коллекторов.

Цель работы - выявление особенностей выработки запасов нефти из деформированных коллекторов, связанных с геологическим строением и регулированием отбора продукции заводнением.

Объект исследования - нефтенасыщенные коллекторы с деформированной структурой пласта.

Предмет исследования - фильтрация пластовых флюидов в деформированных коллекторах.

Основные задачи исследования

1. Анализ и уточнение геологического строения пластов и деформируемости горных пород по месторождениям Урало-Поволжья.

2. Классификация горных пород по деформируемости и выделение новых геологических тел для гидродинамического моделирования.

3. Формирование и обоснование математической модели для изучения фильтрации пластовых флюидов в деформированных коллекторах.

4. Оценка эффективности заводнения пластов при наличии вертикальных трещин.

5. Исследование и создание новых технологий интенсификации отбора нефти из деформированных коллекторов.

Методы исследования Анализ и решение поставленных задач базируются на обобщении опыта разработки выбранного объекта с использованием данных геофизических, гидродинамических и промысловых исследований, а также современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах математического моделирования для оптимизации сетки скважин и заводнения. Научная новизна

1. Разработана модель размещения добывающих и нагнетательных скважин в деформированных трещинных структурах для изучения направления фильтрационных потоков в пласте в зависимости от расположения очага заводнения относительно трещинной системы. Уточнена методика расчета технологических показателей и механизм фильтрации в деформированных коллекторах, разбитых по геологическим характеристикам на отдельные геологические тела малых размеров с использованием информации о напряжениях и деформации по классификационным признакам.

2. Установлено, что снижение гидродинамической связи между областями отбора и закачки происходит по причине существования локальных вертикальных трещин, являющихся каналами перетока закачиваемой воды в другие горизонты.

3. Теоретически обоснована динамика изменения характера профиля притока к стволу наклонной (пологой) скважины после создания трещинной системы гидравлическим разрывом пласта, характеризующейся высокой неравномерностью притока и максимальной интенсивностью его в области трещины и отсутствием в зонах близких к началу или концу трещины.

Основные защищаемые научные положения

1. Методическое обоснование размещения добывающих и нагнетательных скважин в деформированных трещинных структурах.

2. Методы исследования гидродинамической связи между областями отбора и закачки в деформированных структурах с трещинными системами по вертикали.

3. Результаты исследования изменения профиля притока к стволу наклонной (пологой) скважины на математической модели с учетом трещинной системы.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций.

Достоверность результатов диссертационной работы обеспечивается выполненными теоретическими исследованиями путем численного моделирования фильтрационных характеристик пласта с размещением добывающих и нагнетательных скважин в деформированных структурах пласта и сопоставлением полученных рекомендаций с фактическими данными по пробуренным скважинам.

Практическая значимость и реализация результатов работ

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Пронькинском, Ибряевском, Росташинском и Ольховском месторождениях ОАО «Оренбургнефть». На основе анализа и изучения карт напряжений горных пород, компенсации отборов закачкой воды и пластовых давлений были подготовлены геолого-технические мероприятия, включающие перераспределение объемов фильтруемой жидкости по пластам месторождений и даны рекомендации по оптимизации систем разработки объектов.

2. За счет внедрения рекомендаций автора по регулированию системы заводнения на Пронькинском нефтяном месторождении, а именно восстановления пониженного давления на участках несоответствия карт пластового давления картам компенсации отборов закачкой с учетом наличия зон развития вертикальных трещин, и оптимизации объемов закачиваемой воды и отбираемой нефти, дополнительно добыто 920 т нефти с экономическим эффектом 980 тыс. руб.

Личный вклад автора

Соискателем создан классификационный ряд основных локальных структур по деформированности пород, разработана модель размещения добывающих и нагнетательных скважин в трещинных структурах, построены гидродинамические модели, изучены направления фильтрационных потоков в зависимости от расположения очага заводнения относительно трещинной системы, проанализированы полученные результаты.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на: семинарах ООО НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2009-2012 гг.); научно-практической конференции в рамках УШ конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009 г.); техсоветах НГДУ «Бугурусланнефть» (г. Бугуруслан, 2011), ЗАО «Алойл» (г. Бавлы, 2010-2011 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 9 работ в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ, одна из которых опубликована самостоятельно.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников, включающего 89 наименований. Работа изложена на 113 страницах машинописного текста и содержит 73 рисунка, 2 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Шаисламов, Виль Шамилевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Обобщение геолого-физических характеристик нефтяных месторождений Урало-Поволжья со сложно-построенной структурой горных пород с деформированными коллекторами показало, что данное направление является недостаточно изученным для проведения фильтрационных исследований и определения технологических показателей выработки запасов нефти в системе «единичная скважина-ячейка», так как в сложных структурах геологических образований не выделены малые геологические тела по классификационным признакам.

2; В результате анализа и уточнения всех типов согласного и несогласного залегания пород по 181 месторождению Урало-Поволжья с деформированными коллекторами выделены геологические модели для структурных геологических тел, путем деления их по классификационным признакам на 3 группы по 6 способам размещения горизонтальных и вертикальных скважин перпендикулярно к зоне деформации пласта и вдоль нее с типизацией по 9 локальным геологическим телам. Каждый элемент классификации характеризуется собственными признаками, а в совокупности представляют любую нефтяную залежь.

3. Приведены конкретные примеры решения задач по оптимизации системы заводнения на примере геологического тела по типу образования «Терраса» и расчет технологических показателей с различным размещением горизонтальных и вертикальных скважин.

4. Численными исследованиями на базе реальных технико-экономических показателей конкретного предприятия и промысловых данных разработана методика расчета влияния длины трещины ГРП на накопленную добычу нефти и дисконтированный

1 3 доход предприятия. Показано, что например, для условий пласта БВн " Самотлорского месторождения оптимальная длина трещины составляет 160 - 220 м, а конкретное значение для любой нефтяной залежи определяется по данным целевых исследований.

5. Проведена оценка эффективности предложенных и апробированных на практике рекомендаций по оптимизации многовариантных схем расположения горизонтальных и вертикальных скважин в деформированных геологических структурах пород. В целом в результате внедрения рекомендаций автора по регулированию системы заводнения на Пронькинском месторождении дополнительно добыто 920 т нефти с экономическим эффектом 980 тыс. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шаисламов, Виль Шамилевич, Уфа

1. Авчян Г.М., Матвеенко A.A., Стефанкевич З.Б. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях. - М.: Недра, 1979.- 224 с.

2. Абызбаев И.И., Саттаров М.М., Карцева A.B. Разработка нефтяных месторождений при режиме растворенного газа. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 152 с.

3. Анизотропия скоростей продольных и поперечных волн у диопсида при давлениях до 20 кбар/И. Б. Сафаров, М. П. Воларович, Г. А. Ефимова, С. М. Киреенкова. // Геофизический журнал, 1984, т. 6, № 1. С. 70-74.

4. Аннин Б.Д., Черепанов Г.П. Упругопластическая задача. Новосибирск: Наука, 1983. -238 с.

5. Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. -572 с.

6. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва нефтеносного пласта. ПММ, т. XX, вып. 4, 1956.-С. 475-486.

7. Баренблатт Г.И. О равновесных трещинах, образующихся при хрупком разрушении. Общие представления и гипотезы. Осесимметричные трещины. ПММ, т. ХХШ, 1959. С. 434-444.

8. Баренблатт Г.И., Крылов А.П. Об упруго-пластическом режиме фильтрации. Изв. АН СССР, ОТН, 1955, № 2. С. 5-13.

9. Батюк Е.И. О влиянии давления на упругие и деформационно-прочностные свойства некоторых пород. // Геофизический журнал, 1985, т 7, №2. С. 82-86.

10. Батюк Е.И., Воларович М.П., Левитова Ф.М. Упругая анизотропия горных пород при высоких давлениях. М.: Наука, 1982. - 172 с.

11. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. - 575 с.

12. Валиханов A.B., Вахитов Г.Г., Грайфер В.И. и др. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления. Казань. Таткнигоиздат, 1971,- 356 с.

13. Вахитов Г.Г., Максимов В.П., Булгаков Р.Т. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. М.: Недра, 1982. - 229 с.

14. Венделыптейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазоносных коллекторов. М.: Недра, 1978. - 318 с.

15. Владимиров И.В., Шаисламов В.Ш., Пицюра Е.В., Лепихин В.А., Кравец Д.А. Профиль притока к полого направленной добывающей скважине с ГРП // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2011.-№ 1. - С.4 -6.

16. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, 2007. 360 с.

17. Воларович М. П., Волынец Л. Н. Распределение скоростей продольных волн при различных давлениях у образцов изверженных пород различных регионов.// Геофизический журнал, 1981, т. 3, №. С. 66-70.

18. Воларович М.П. Комплекс современной аппаратуры для исследования физических свойств горных пород при высоких давлениях и температурах.-В кн.: Приборы для научных исследований. М.: изд. СЭВ, 1980, т. 2. -С. 126-132.

19. Воларович М.П., Акулова P.C., Батюк Е.И. Упругость галогенных горных пород при высоких давлениях. М.: Наука, 1986. - 104 с.

20. Воларович М.П., Батюк Е.И., Томашевская И.С., Добрынин В.М. Физические свойства минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах. М.: Недра, 1988.-255 с.

21. Воларович М.П., Батюк Е.И., Ефимова Г.А. Упругие свойства минералов при высоких давлениях. -М.: Наука, 1975. 131 с.

22. Воларович М.П., Батюк Е.И., Левыкин А.И., Томашевская И.С. Физико-механические свойства горных пород и минералов при высоких давлениях и температурах. М.: Наука, 1974. -312 с.

23. Воларович М.П., Томашевская И.С., Будников В.А. Механика горных пород при высоких давлениях.- М.: Наука, 1979. 152 с.

24. Воларович М.П., Хамидуллин Н.Я. Применение нелинейно-наследственных моделей к анализу напряженно-деформированного состояния горных пород при высоких давлениях. Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли, 1985, № 10. - С. 12-18.

25. Гидравлический разрыв пласта с подземным обследованием зоны разрыва. Авт.: Усачев П. М., Лесик Н. П., Овнатанов Г. Т., Ечеистов А. И., Белов В. И., Гене М.А., Мишаков В. Н. «Нефтяное хозяйство». 1958, № 5. С. 28-37.

26. Гиматутдинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное пособие по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра, 1983. - 463 с.

27. Губанов Б.Ф. Исследование и разработка методов и технических средств увеличения нефтеотдачи путем повышения охвата пластов воздействием: Дисс. д-ра техн. наук, МИНХиГП им. И.М. Губкина. М., 1981, 316с.

28. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / пер. с англ. под ред. А.Г. Ковалева М.: Недра, 1986. - 608 с.

29. Деформационные и коллекторские свойства коллекторов девона Днепровско-Донецкой впадины / H.H. Павлова, В.Ф. Индутный, P.A. Конышева, Г.Е. Кузьменкова. -М.: Наука, 1978.-93 с.

30. Дияшев Р.Н. и др. Особенности разработки многопластовых объектов. Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело», 1987. - 203 с.

31. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа.- М.: Недра, 1970. 240 с.

32. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М.: Недра, 1978. - 232 с.

33. Желтов Ю.В., Желтов Ю.П. О распространении горизонтальной трещины в горной породе под воздействием нефильтрующейся жидкости в случае постоянного горного давления. Изв. АН СССР, ОТН, серия «Механ. и машиностр.», 1959, № 5, с. 166-169.

34. Желтов Ю.В., Касимов Р.Ш. О возможности одновременного образования нескольких трещин при гидроразрыве пласта. Изв. АН СССР, ОТН, серия «Механ. и машиностр.» 1963, № 6. С. 85-87.

35. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. М.: Недра, 1966. 198 с.

36. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. Изв. АН СССР, ОТН, 1955, № 5. С. 3-41.

37. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: ВИНИТИ, 2004. -520 с.

38. Исказиев К.О. Особенности геологического строения и анизотропная фильтрационная характеристика продуктивных пластов месторождения Кисимбай // Нефтяное хозяйство, 2006, №4. С.130-131.

39. Иванов В.А., Храмова В.Г., Дияров Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа / Тр. КазНИГРИ. М.: Недра, 1974. - 96 с.

40. Казаков A.A., Казаков В.А. Пути повышения эффективности разработки водонефтяных зон. // ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело, вып.9., М.: ВНИИОЭНГ, 1982. -С. 19-22.

41. Кареев В.И. Влияние напряженно-деформированного состояния горных пород на фильтрационный процесс и дебит скважин, дисс. на соиск. уч. степени докт.техн. наук. Институт проблем механики им. А.Ю. Ишлинского РАН, Санкт-Петербург, 2010. 151 с.

42. Котенев Ю.А., Ягофаров Ю.Н., Давыдов В.П., Андреев В.Е. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений южного региона Башкортостана, СПб: Недра, 2004. 286 с.

43. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1987, 246с.

44. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. -Москва Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - 260 с.

45. Мирзаджанзаде А.Х., Огибалов П.М., Керимов З.Г. Термовязкоупругость и пластичность в нефтепромысловой механике. М.: Недра, 1973. - 275 с.

46. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра.-1992. 270 с.

47. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.- Казань: Изд-во Казанск.ун-та, 2002,- 596 с.

48. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. М.: ВНИИОЭНГ, 1995,- т. 1. -492 с.

49. Подсчет запасов нефти и газа Горбуновского месторождения Самарской области: папка, отчет по дог. 5 (97.00.0015.98). книга 1, текст отчета / Гипровостокнефть. -Самара, 1998.-С. 30-31.

50. Партон В.З. Морозов Е.М. Механика упругопластичного разрушения. 2-е изд. перераб. доп. М.: Наука, 1985. - 504 с.

51. Разработка нефтяных месторождений в 4-х томах./Под редакцией Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова. — М.: ВНИИОЭНГ, 1994,- т.1 240 е., т.П - 272 е., т. III - 149 е., т. IV - 263 с.

52. Ризниченко Ю.В. и др. Исследование горного давления геофизическими методами. М.: Наука, 1967,-215 с.

53. Справочная книга по добыче нефти. /Под. ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974. - 703с.

54. Справочник по физическим свойствам минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах / Под ред. М. П. Воларовича. — М.: Недра, 1978. 237 с.

55. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова / Ю.П.Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983 - 463с.

56. Сагитов Д.К., Шаисламов В.Ш., Кан А.Г., Абдульмянов С.Х. Новый подход для оценки эффективности применения горизонтальных скважин. // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ВНИИОЭНГ. - №1. -2010, С.58-59.

57. Ставрогин А.Н., Протосеня А.Г. Прочность горных пород и устойчивость выработок на больших глубинах. М.: Недра, 1985. - 271 с.

58. Сургучев M.JL, Горбунов А.Т., Горюнов В.А., Николаев В.А., Вашуркин А.И., Гавура В.Е. Эффективность применения циклического заводнения и метода изменения фильтрационных потоков. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. С. 116-121.

59. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Карачурин Н.Т., Файзуллин И.Н., Салихов И.М. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 2000.-104с.

60. Терцаги К. Основания механики грунтов. М., Геолразведиздат, 1932. 80 с.

61. Ушаков Г.Д. Аппаратура и методы изучения деформаций горных пород. — Новосибирск: Наука, 1977. 118 с.

62. Шаймарданов М.Н., Антонов М.С., Шаисламов В.Ш., Кузнецов М.А. Изменение фильтрационных свойств пласта под действием внутренних напряжений в пласте // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2012.-№ 1. - С.22-25

63. Черепанов Г.П. Механика разрушения горных пород в процессе бурения. М.: Недра, 1987. - 308 с.

64. Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. М.: Наука, 1974. 640 с.

65. Щелкачев В.Н. Разработка нефтяного месторождения Прадхо Бэй. // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 12. - С. 9-14.

66. Aziz К., Settari A. Petroleum Reservoir Simulation. New York: Elsevier Applied Science Publishers, 1979. - 362p.

67. Hubbert M.K., Willis D.G. Mechanics of hydraulic fracturing. J. of Petrol. Technol. vol. 9, N 6, 1957, pp. 153-166.

68. Lebedev T. S. Model studies of physical properties of mineral matter in high pressure -temperature experiments. Phys. Earth and Planet. Inter., 1980, vol. 25, p. 292-303.

69. Parhomenko E. I. Electrical Resistivity of Minerals and Rocks at high Temperature and Pressure. Rev. of Geophys. and Space Phys., 1982, v. 20, N 2, p. 192-218.

70. Perkins Т.К., Kern L.R. Widths of hydraulic fractures. J. of Petrol. Technol., vol. 13, N 9, p. 1961, pp.937-949.

71. Schatz I. E., Simmons G. Thermal Conductivity of Earth's Minerals of high Temperatures. -J. Geophys. Res., 1972, v. 77, N 35, p. 6966-6983.

72. Scott P.P., Bearden W.G., Howard G.C. Rock rupture as affected by fluid properties. J. of Petrol. Technol. vol. 198, April, 1953, pp. 111-124.

73. Thomeer, J.H.M., Introduction of a Pore Geometrical Factor Defined by a Capillary Pressure Curve, Petroleum Transactions, 1960, 12 , № 03, pp. 73-77.

74. Purcell, W.R.: "Capillary Pressures-Their Measurement Using Mercury and the Calculation of Permeability", Trans. AIME, (1949), 186, 39-46.