Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности извлечения нефти из глинизированных коллекторов заводнением на базе вероятностно-статистической модели

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности извлечения нефти из глинизированных коллекторов заводнением на базе вероятностно-статистической модели"

005531939

На правах рукописи

^ІіоМШ

Шаймарданов Марат Наильевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ГЛИНИЗИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗАВОДНЕНИЕМ НА БАЗЕ ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 АВГ 2013

Уфа 2013

005531939

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель

■ Сагитов Дамнр Камбирович,

кандидат технических наук

Официальные оппоненты: - Нугаев Рамс Янфурович,

доктор технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела «Гидродинамическое моделирование технологических процессов в добыче нефти»

— Зарипов Мустафа Салихович,

кандидат технических наук, ЗАО «Алойл», главный инженер

Ведущее предприятие

- Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Академии наук РБ

Защита состоится 29 августа 2013 г. в 10°° часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсош по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР». Автореферат разослан 29 июля 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор Ч-/^--Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Впервые изучение проблемы и особенностей извлечения нефти из глинизированных коллекторов было начато в конце 60-х годов прошлого столетия на базе работ института «ТатНИПИнефть» (Суханов H.A., Ошитко В.М., Коцюбинский В.Л., Чоловский И.П.), в работах которых были описаны результаты первых объемных исследований фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), фазовые проницаемости и коэффициенты нефтевытеснения. Пожалуй, с этого времени запасы нефти глинизированных коллекторов по специфике их извлечения начали относить к категории трудноизвлекаемых. Причем изучением выработки запасов из глинизированных коллекторов в 1960-1980 гг. занимались достаточно широко во многих научных организациях, однако ввиду отсутствия крупных проектов разработки залежей нефти этой категории высокоэффективных технологий извлечения создано не было. В основном внедрялись известные технологии разработки высокопродуктивных терригенных коллекторов, что привело к снижению коэффициента нефтеотдачи и рентабельности применяемых технологий. То обстоятельство, что недостаточно глубоко изучалось геологическое строение залежей и обосновывалось применение технологий, привело к низкой текущей нефтеотдаче и высокой себестоимости отбираемой нефти. Появление и постоянное совершенствование персональных компьютеров позволило строить современные и достаточно достоверные отображения геологического строения залежей и проводить оценку начальных и текущих геологических запасов, что способствует более рациональному выбору сетки скважин, систем заводнения и технологий интенсификации отбора нефти. Одним из таких новых подходов можно считать создание и использование вероятностно-статистических моделей для формирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) извлечения нефти из глинизированных коллекторов. В подходах автора поставленная задача решается тем, что в качестве оптимизированного комплексного параметра интенсификации отбора нефти используются данные о режимах работы скважин, заводнении, сетке и полноте извлечения нефти из межскважинного пространства.

Цель работы — повышение эффективности извлечения нефти из глинизированных коллекторов заводнением с разукрупненными участками путем использования вероятностно-статистической модели.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Оценка состояния изученности и современных представлений о разработке глинизированных нефтенасыщенных коллекторов;

2. Изучение строения и распределения глин в нефтенасыщенных коллекторах путем разделения их на группы с выявлением вероятности проявления «окон» в глинистых прослоях;

3. Обоснование необходимости изучения процесса вытеснения нефти из глинизированных коллекторов с использованием вероятностно-статистической модели;

4. Анализ состояния выработки запасов нефти из глинизированных пластов АВ1'"2 Самотлорского месторождения заводнением;

5. Разработка комбинированных технологий извлечения нефти из глинизированных коллекторов, сочетающих оптимизацию режима работы скважин, заводнение, сетку и полноту извлечения нефти из межскважинного пространства.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на численных исследованиях с использованием вероятностно-статистической модели, статистических показателей разработки глинизированных многослойных пластов и обобщении результатов применения технологий вытеснения нефти заводнением из глинизированных коллекторов.

Научная новизна результатов работы:

1. Предложена методика обоснования оптимальной размерности ячеек гидродинамической модели глинизированного коллектора путем разделения по содержанию глин на отдельные группы;

2. Исследован процесс вытеснения нефти из глинизированного пласта с использованием вероятностно-статистической модели, которая позволяет выявить и уточнить распределение пород на «коллектор/неколлектор» и численно определить величину коэффициента глинистости и проницаемости;

3. Разработана методика оценки состояния выработанное™ пластов из глинизированных разукрупненных нефтенасыщенных участков заводнением на базе вероятностно-статистической модели путем сопоставления значений коэффициента извлечения нефти (КИН) по прослоям и их начальных геологических запасов;

4. Предложены технологические приемы повышения эффективности отбора нефти из глинизированных пластов заводнением путем оптимизации значений КИН и экономических показателей.

На защиту выносятся:

1. Методика обоснования размерности гидродинамической модели глинизированного нефтенасыщенного коллектора;

2. Методика выделения и уточнения распределения пород на «коллектор/неколлектор» и их характеристики на вероятностно-статистической модели;

3. Методика оценки состояния выработанности нефтенасыщенных глинизированных пластов путем использования вероятностно-статистической модели;

4. Технологические приемы повышения эффективности заводнения и отбора нефти из глинизированного коллектора.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при формировании комплексных геолого-технических мероприятий по повышению эффективности выработки запасов нефти из глинизированных пластов типа АВ) Самотлорского месторождения (2011-2012 гг.).

2. От реализации комплексных геолого-технических мероприятий по пласту АВ]1"2 за счет оптимизации системы заводнения и КИН

дополнительно добыто 1150 т нефти с экономическим эффектом 2340.0 тыс. руб.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты работы докладывались на научно-технических советах ОАО «ТНК-Нижневартовск» (г. Нижневартовск, 2011-2013 гг.), на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2011-2013 гг.), в институте «БашНИПИнефть» (г. Уфа, 2010-2011 гг.), на XI Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2011 г.).

Публикации и личный вклад автора. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в том числе в 13 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, одна научная статья опубликована самостоятельно, включающая и отражающая основное содержание работы.

В совместных работах автору принадлежит постановка задачи исследования, обобщение полученных результатов и организация внедрения результатов в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 102 наименования. Работа изложена на 112 страницах машинописного текста, содержит 55 рисунков, 115 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Сагитову Д.К., а также научным консультантам: профессору Хисамутдинову Н.И. и к.т.н. Антонову М.С. за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, обозначены основные положения, выносимые на защиту, приведены научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первая глава посвящена аналитическому обзору опубликованной научно-технической литературы по вопросам состояния изученности проблемы и опыта разработки нефтенасыщенных глинизированных коллекторов.

Отмечено, что впервые особенности извлечения нефти из низкопроницаемых глинизированных коллекторов были выделены в отдельную проблему в 60-х годах прошлого столетия в работах ДахноваВ.Н., Коцюбинского B.JL, Ошитко В.М., Суханова H.A., ХанинаА.А., Чоловского И.П. и других в связи с открытием в Волго-Уральском регионе СССР целого ряда нефтяных месторождений, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам подпашийских горизонтов.

Приведены основные характеристики глинистых минералов, виды присутствия глин в пласте. Отмечено, что глинистые минералы определяют процесс формирования порового пространства породы-

коллектора пласта и имеют непосредственное влияние на значение проницаемости породы, особенно при использовании заводнения.

Хавкиным АЛ. и Лесиным В.И. были выделены три фактора, влияющих на фильтрацию жидкости в глинизированных коллекторах:

1) изменение структуры порового пространства;

2) изменение смачиваемости пористой среды;

3) диспергирование глинистого материала породы-коллектора.

Комплексные исследования процесса вытеснения нефти из

глиносодержащих коллекторов в промысловых условиях, проведенные ОАО «Татнефть» показали, что в лучшем случае коэффициент нефтеотдачи достигается не более 0.25...0.30 д.ед., что подтверждается и работами по пластам АВ11-2 Самотлорского месторождения.

Принятый нами за объект исследования пласт АВ) " «рябчик» Самотлорского месторождения характеризуется тонкослоистым строением с переслаиванием песчаных и глинистых прослоев, значительной неоднородностью и изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств.

При этом глинистый материал представлен не только в виде прослоев, но и присутствует в песчаных слоях пласта в виде мелких взвесей.

Поэтому цель и задачи исследования формировалась как изучение процесса фильтрации жидкости в глинизированных пластах, влияния фильтрационных характеристик глинизированного пласта на коэффициент извлечения нефти и эффективности заводнения.

Во второй главе приведены детализация строения пласта АВ| " «рябчик» и обоснование применяемого подхода к его изучению, дана предварительная оценка распределения глин по разрезу. ^

Так, рассматриваемый объект, в частности пласт АВ, " Самотлорского месторождения, характеризуется высокой начальной насыщенностью и коллекторскими свойствами - средняя общая толщина пласта составляет 20.4 м, эффективная толщина - 13.4 м, пористость 0.234 д.ед. При этом извлечение нефти из него затруднено ввиду низкой проницаемости пласта (36 мД) и высокой глинистости (16.45 %).

В процессе уточнения строения пласта АВ1 " и выделения распределения глин в пласте установлено, что пласт АВ, " Самотлорского месторождения характеризуется широким распространением коллекторов «рябчикового» типа, представленного тонкослоистым беспорядочным волнисто-линзовидным, пестроцветным переслаиванием песчаников, глин и алевролитов с крайне неравномерным распределением глинистого цемента в песчано-алевролитовых прослоях в пределах от метров до сантиметров. Представление глинистого коллектора, разделенного на 5 прослоев, приведено на рисунке 1 [по Сарваретдинову Р.Г.], которое принято за основу дальнейших исследований автора.

Принято, что согласно закону больших чисел, при достаточно большой выборке частота проявления некоторого свойства (появление некоторого события) не отличается от вероятности. Поэтому для анализа

•-'.' г

Прослой А

Прослой С

...... .....~ : " " ¿Р"—

---' N .X. ' ■ |

-и. !.....'¿¿У-А

К}

1с

: \::.V/

Рте- гх. -.у ■■ ■'.с. 'ч. зЗвя: V. е-:: ' •

I " и , V У3 -л -я:

л?' '

Прослой В

ш-

Прослой Б

15 25 35 45

Прослой Е

Рисунок 1 - Карты геофизического параметра Кгл для прослоев пласта АВ|'"2Самотлорского месторождения [по Сарваретдинову Р.Г.]

и описания проявления свойств микромасштаба (проницаемость, глинистость) в таких макросистемах, как нефтяное месторождение, предложено использовать теорию вероятности.

В результате обобщения опубликованных работ и исследований, выполненных в НПО «Нефтегазтехнология», автором приняты следующие теоретические предпосылки к построению модели глинизированного пласта для гидродинамических исследований.

1. Глинистая составляющая в теле породы представлена достаточно равномерным распределением как по фракционному составу, так и по плотности распределения.

2. Глинистая составляющая распределена в объеме в виде тонкослоистых ячеек (прослоев) по всей толщине пласта.

3. Глинистая составляющая в объеме распределена хаотично в трехмерном измерении, и определенной закономерности его распределения не обнаруживается.

Для основного метода изучения распределения глин принят вариант 2, который достаточно широко изучался по результатам лабораторных исследований керна пласта AB, Самотлорского месторождения.

Кроме того, в некоторых случаях использовалось и смешанное распределение глин, сочетающее первое и второе совместно, в зависимости от вида решаемых задач.

Взаимодействием флюидов и перетоками нефти и газа в нашем случае пренебрегалось из-за малости размеров прослоев по толщине, хотя, как отмечают некоторые исследователи как в России (Вафин Р.В., Закиров С.Н.), так и за рубежом (например Coats K.N., Thomas L.K., Pierson R.G.), имеет место диффузия компонент, поэтому нефтенасыщенность по вертикали может для больших толщин пласта иметь и неравномерное распределение, особенно в кубах при моделировании. В нашем случае этим явлением пренебрегаем, так как больше делается акцент на изучение нефтевытеснения, зависящее от размеров дренируемой области, размещения скважин и интенсивности заводнения.

Подходы автора первоначально основаны на построении карт значений геофизических параметров по прослоям, карт начальных и текущих геологических запасов и параметрах фильтрационно-емкостных характеристик пласта. Этот метод широко распространен в России и за рубежом, особенно в исследованиях НПО «Нефтегазтехнология» с 1995 г., а также в работах института «ТатНИПИнефть» и ряда других исследователей. Метод картирования параметров пласта достаточно широко развивается и используется в промысловой практике.

Изучение изменения параметров ФЭС основано на использовании гидродинамической модели пласта (Roxar Tempest) и представляет собой систему блоков, слагающих собой пласт. Единичный блок представляет собой элементарную модель материального баланса всех флюидов, втекающих и вытекающих из блока, при этом все блоки взаимосвязаны между собой.

В соответствии с этим для численных исследований принята гидродинамическая модель пласта размерами 800 х 400 х 20 м с количеством ячеек 200x 100x30 (600 000 ячеек) с распределением коллекторов по второму типу.

Поскольку распределение глин в пласте представлено комбинацией из двух вариантов (линейного и равномерного), то и моделирование распределения глин в модели пласта также проходило в два этапа - в первую очередь были смоделированы глинистые прослои (линейное распределение), а затем глинистые взвеси в песчанике (равномерное распределение).

В таблице 1 приведены средние толщины каждого из 5 описанных выше прослоев (рисунок 1), а также глинистой перемычки между ними. Далее пропорционально средней толщине каждому прослою было присвоено соответствующее количество слоев-блоков в модели.

Таблица 1 - Размеры прослоев песчаника и глины в пласте АВ, '"2

и модели

Прослой Средняя толщина, м Округленное количество слоев-блоков в модели

А (песчаник) 2.438 4

АВ (глина) 2.282 3

В (песчаник) 1.344 2

ВС (глина) 2.329 3

С (песчаник) 1.570 2

CD (глина) 1.739 3

D (песчаник) 2.538 4

DE (глина) 2.383 4

Е (песчаник) 3.575 5

Каждый из 30 слоев модели соответствует определенному типу коллектора, но поскольку слои глины и песчаника имеют разные толщины по площади пласта, то была добавлена некоторая неоднородность в распределение прослоев по глубине модели. Так, каждому блоку в соответствии с его типом коллектора была присвоена вероятность проявления в нем глинистой перемычки (рисунок 2).

вероятность проявления глинистого прослоя, д.ед.

-0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

* - согласно теории вероятности суммарная вероятность совместных независимых

событий вычисляется по формуле Р 2Л = 1 ~~ ПО ~~ Р(АУ)

\/=1 ) '=1

Рисунок 2 - Вероятность проявления глинистого прослоя по глубине гидродинамической модели

Для задания вероятности проявления свойств «коллектор/неколлектор» использовался теоретический геолого-статистический разрез (ГСР), поскольку средняя вероятность проявления характеристик коллектора по всей площади пласта не позволяет достигнуть нужной расчлененности модели пласта. Имеющийся фактический ГСР описывает «размытую» вероятность проявления коллектора по всему пласту, в данном случае требовалось составить такую модель небольшого участка пласта, в которой линейное распределение глины в пласте должно было быть выражено более резко (рисунок 2).

Поскольку проявление глинистого прослоя непостоянно не только по глубине пласта, но и по площади, следующим этапом было вычисление вероятности появления «окон» в глинистой перемычке между слоями А, В, С, Б и Е. Для этого был проанализирован фонд в количестве 1051 скважины участка пласта и вычислен процент, вскрывших соответствующие пласты, но не вскрывших глинистую перемычку между ними (таблица 2).

Таблица 2 - Оценка вероятности появления «окна» в глинистой перемычке между пластами

Всего Из них скважин, Вероятность

Глинистый скважин, не вскрывших появления «окна»

прослой вскрывших глинистыи в глинистои

пласты прослои перемычке

АВ 1051 65 6.18%

ВС 1051 119 11.32 %

СБ 1051 79 7.52 %

ЭЕ 1051 133 12.65 %

Рассчитанные вероятности появления «окна» в глинистом прослое (таблица 2) необходимо вычесть из распределения вероятностей, приведенных на рисунке 2. Таким образом, вероятности проявления глинистого прослоя по глубине модели были несколько уточнены.

Для получения распределения проницаемости песчаного коллектора без включений глинистости необходимо из полученных распределений убрать участки, на проницаемость которых повлияли глинистые включения. Поскольку в приведенных данных (таблица 1) содержится лишь 83.6 % «чистых» проницаемостей, они были приведены к 100 %. После этой операции сумма плотностей распределения составит 1.197, из которых необходимо исключить 16.452% песчаника с глинистыми включениями. Принято, что такие участки сосредоточены в интервале «до 10 мД». Для нахождения распределения «чистой» проницаемости подобрано одно из общеизвестных распределений случайных чисел, которое бы соответствовало приведенной кривой на

участке более 10 мД и постепенно отклонялось бы от рассчитанного распределения при приближении к проницаемости 0 мД (рисунок 3).

Распределение проницаемости пласта АВ;'"2, приведенное к 100 % «чистых замеров», а также подобранная логнормальная функция

Рисунок 3 - Приведенная к «чистым» замерам функция распределения проницаемости пласта АВ, "2 и подобранная логнормальная функция распределения

распределения проницаемости имеют среднюю величину 1.8 при стандартном отклонении 1.2.

В процессе моделирования разработки нефтяного месторождения с помощью пакетов гидродинамического моделирования важно понимать, какие ограничения и неточности вносятся в прогнозные результаты моделью. Даже при наличии обширной информации о геологическом строении пласта, достоверных исходных данных по добыче и закачке по каждой скважине сама методика расчетов технологических показателей по модели вносит свои корректировки в полученные результаты.

На результаты расчетов могут влиять различные варианты процесса адаптации, пространственная ориентация сетки модели, размеры ячеек, параметры сходимости результатов расчетов, методика расчета средних ФЕС для каждой ячейки и другие.

При переходе от геологической модели к гидродинамической, так называемый «апскейлинг», происходит перемасштабирование свойств модели. В условиях пласта АВ11"2 «рябчик» это означает, что неоднородный пласт с множеством глинистых включений заменяется однородным пластом с низкими усредненными ФЕС, что приводит к утрате некоторых ключевых свойств пласта АВ! " , иными словами «рябчик» в гидродинамической модели перестает быть «рябчиком».

Но поскольку размеры единичного блока гидродинамической модели все же значительно превышают размеры реальной глинистой частицы в пласте, то возникает необходимость обнаружения некого критичного размера блока, достаточно мелкого для успешного моделирования реальных глинистых включений и сохранения неоднородности модели, присущей именно пласту «рябчик», но достаточно крупного для возможности проведения гидродинамических расчетов.

Пример моделирования проницаемого канала с коэффициентом глинистости 10 % приведен на рисунке 4.

а) размерность модели 2x5

б) размерность модели 4x10

Рисунок 4 - Моделирования проницаемого канала с Кгл 10 %

Как видно из рисунка 4, коэффициент глинистости 10 % в случае модели размером 2x5 ячеек вообще не способен заблокировать проницаемый канал, но при уплотнении сетки (модель размерностью 4x10 ячеек) существует небольшая вероятность (порядка 0.2376 %) блокировки проницаемого канала.

При рассмотрении этих же моделей с применением коэффициента глинистости 20 % картина наблюдается обратная.

Так, при размерности модели 2x5 ячеек и Кгл 20 % вероятность закупоривания проницаемого канала глинистыми частицами составляет 14.4%, а при размерности модели 4x10 ячеек вероятность полной блокировки канала составляет примерно 12.057 %.

Приведенные на рисунке 4 примеры в некоторой степени упрощены, но общую специфику проблемы с помощью них представить возможно.

Влияние размерности модели на результаты моделирования выработки нефтенасыщенного коллектора при различных коэффициентах глинистости исследуется процессом вытеснения нефти водой из глинизированного коллектора при помощи программного комплекса Roxar Tempest More. Модель нефтяного пласта была представлена в виде параллелепипеда размерами 400 х 400 х 20 м с нагнетательной и добывающей скважинами в противоположных углах. Количество ячеек по осям X, Y и Z (а следовательно, и размер каждой ячейки) варьировалось для каждого эксперимента (таблица 3).

В результате многовариантных исследований изменения конечного КИН от размерности модели для различных коэффициентов глинистости в зависимости от количества ячеек приведены на рисунке 5.

Из анализа приведенного выше рисунка 5 сделан вывод о том, что при увеличении количества ячеек (уменьшении размера единичною блока) в модели пласта АВ/"2 «рябчик» разброс результатов моделирования нормализуется. Иными словами, дальнейшая детализация строения пласта не приводит к значимым изменениям в результатах моделирования.

Таблица 3 - Параметры сетки модели для различных размерностей модели

Количество ячеек по осям (X*Y*Z) Количество ячеек в модели Размеры ячеек, м

dX dY dZ

2x2x1 4 200.0 200.0 20.0

5x5x2 50 80.0 80.0 10.0

10х 10x4 400 40.0 40.0 5.0

20 х 20 х 8 3 200 20.0 20.0 2.5

50 х 50 х 10 25 000 8.0 8.0 2.0

100 х 100x20 200 000 4.0 4.0 1.0

150 х 150x20 450 000 2.7 2.7 1.0

200x200x30 1 200 000 2.0 2.0 0.7

: 25.0% V

і 22.5% '

20.0% і I* !

і х 17.5% і І§ І I 'S 15.0% -x

І 5 12.5% -j

І*

10.0% 7.5% 5.0%

Кгл 10% X Кгл 40%

х (м о * <N Я

Размерность модеііи, кол-во ячеек X"Y*Z (размер ячейки, м)

™ Й о <а

Рисунок 5 - Изменения КИН в зависимости от размера ячейки

в модели при различных коэффициентах глинистости

С другой стороны, при достаточно крупных размерах элементарного блока в модели (200 х 200 х 20 м и 50 х 50 х 10 м) разброс конечного КИН можно наблюдать в широких пределах - до 3.5 % в ту

или иную сторону (в случае с результатами моделирования коэффициента глинистости 40 %).

В результате проведенных исследований был получен новый подход к моделированию свойств пласта типа «рябчик», а также найдена оптимальная размерность модели. Но особый интерес представляет сравнение поведения полученной модели с реальными данными по добыче нефти из скважин пласта АВ/'2 «рябчик».

Для этого исследована динамика выработки запасов нефти из модельного участка пласта АВ]1"2 размерами 800 x400 x20 м (сетка 200x 100x30, размеры ячеек 4 х 4 х 0.66 м) при различных коэффициентах глинистости песчаных прослоев (от 0 % до 40 % с шагом 10 %) в сопоставлении с фактическими данными разработки.

Упор при этом делается на динамику вытеснения нефти из межскважинного пространства. Сравнение реальных промысловых данных показывает достаточную сходимость результатов работы скважин на модели и месторождении, что подтверждается данными на рисунке 6.

| -25.0% г-I 22.5% |

20.0% -I

» X 17.5% ^

5 \

• !

. 15.0% ;

: л :

I I

Ф 12.5%

I х

! 5 I

I 10.0% ] \ 7.5% -I : 5.о% -

-ООО-о

-Кгл 10% Кгл 40%

х ^ ° £ гч о

^ ц,

Размерность модели, кол-во ячеек Х*У*7. (размер ячейки, м)

Рисунок 6 - Сравнение смоделированных и реальных показателей работы скважин в первый год работы

Как видно из рисунка 6, фактические стартовые показатели работы скважин с Кгл 0-15 лежат в пределах показателей модели для Кгл 10 и Кгл 20, а стартовые показатели скважин с Кгл 15-30 между модельными кривыми Кгл 20 и Кгл 40. Принято, что стартовые показатели работы скважин пласта АВ]1"2 «рябчик» могут быть спрогнозированы с использованием описанной выше модели.

В третьей главе приведены результаты исследования эффективности схем заводнения и выработки запасов нефти пласта АВ|'"2, для которого приняты следующие научно-методические предпосылки.

Подход автора к изучению вытеснения нефти из глинизированных коллекторов состоит в изучении процесса фильтрации жидкости из типизированных элементарных моделей структуры коллектора.

На сегодняшний день при гидродинамическом моделировании создается масштабная модель объекта разработки целиком, но ввиду существующих ограничений вычислительных мощностей современных ПЭВМ геологическая модель строения пласта существенно упрощается при ремасштабировании ее в гидродинамическую. Так, целые участки локальных неоднородностей в пласте могут быть заменены единичным блоком с постоянными фильтрационно-емкостными свойствами. В результате пересчета ФЕС целого региона на эквивалентное значение ФЕС одного блока параметры пласта усредняются, и неоднородность пласта снижается.

В работе предложен отход от ремасштабирования модели за счет отказа от моделирования объекта разработки целиком. Предлагается использовать подробные модели типизированных структур пласта АВ,1-2 «рябчик» Самотлорского месторождения, и тем самым сохранить характерные особенности строения данного типа коллекторов.

При этом расчет параметров разработки пласта производится с использованием характерных зависимостей между параметрами разработки, полученных из предложенных моделей.

В структуре пласта АВ]1"2 в каждом из 5 прослоев [по Сарваретдинову Р.Г.] выделено 6 литотипов породы:

• Апс > 0.8 — песчаники;

• Апс = 0,65...0,80 - глинистые песчаники и алевролиты;

• Апс - 0,50.. .0,65 — опесчаненный «рябчик»;

• Апс = 0,35.. .0,50 — собственно «рябчик»;

• Апс = 0,20...0,35 - глинистый «рябчик»;

• Апс < 0,20 — глина (неколлектор).

Поскольку количество возможных сочетаний шести литотипов в пяти прослоях очень большое, число рассматриваемых далее литотипов пород было уменьшено с шести до трех.

Уменьшение числа рассматриваемых литотипов пород позволяет уменьшить количество возможных сочетаний трех литотипов в пяти прослоях до З3 = 243.

Для изучения механизма фильтрации углеводородов в обозначенных комплексных типах применима вероятностно-статистическая модель пласта «рябчик», в которой на максимально подробной гидродинамической модели элементарного участка пласта согласно теории вероятности (где коэффициент глинистости выступает в качестве вероятности появления глинистой частицы в песчаном пласте) задаются проницаемости мелких частиц пласта.

Графическое отображение распределения коэффициента глинистости по 5 прослоям пласта «рябчик» для каждого из 7

характерных типов коллектора приведено на рисунке 7 в виде профиля притока жидкости.

Доля притока жидкости к каждому из прослоев пласта «рябчикового» типа может отличаться значительно в зависимости от типа структуры коллектора пласта. Это объясняется различными ФЕС по глубине пласта для каждого из 7 типов коллектора, различной мощностью самих прослоев, а также поведением пласта при различных комбинациях этих параметров.

100%

90%

80%

70%

60%

га

п 50%

ы

X О 40%

[= 30%

20%

10%

0%

жЖ4 В

І 7.0%

22222$

А 16.5%

12.3%

: с : 25^9%

Е

28.2%

А А

20.0°/ 21.0%

ІЙ8ЙЙ ■ в ят в

:21.о% 20.8% »

ш шш Ц|||

: О : о ;

26.9°/ 26.2%

Е Е

19.0% 20.0%

А 21.8%

В

20.0%

С

[ірізвНий

п с

о

24.8%

Е

22.1%

А 23.2%

В

18.9%

10.5%

Р

23.1%

Е

24.3%

А 29.1%

В

22.6% 10.9%

: 0 121.0%

Е

16.4%

А 24.6%

ЙЙЙ8Ж : в :18.8%

1:0.3%

0

І20.5%

Е

25.9%

V

тип коллектора

Рисунок 7 - Профили притока жидкости в пласт по прослоям для 7 типов коллектора пласта «рябчик»

Для проверки достоверности полученных результатов численных исследований был произведен анализ фактически проведенных исследований профиля приемистости на реальных скважинах по изучаемому пласту (таблица 4).

Таблица 4 - Объем проанализированных профилей

Тип коллектора Количество проведенных исследований Количество скважин

А 47 21

В 3 2

Б 2 2

I 145 62

К 111 52

V 6 2

Е 0 0

Всего 314 141

Результаты сопоставления фактических профилей притока к прослоям пласта «рябчик» с профилями притока, полученными из модели, показали, что среднее расхождение прогнозных и фактических показателей для типов коллектора А, I и К не превышает 5 %, а в остальных — 10 %.

По результатам численных исследований составлены карты выработки и текущих запасов с использованием характеристик вытеснения из моделей

Имея данные двух карт - текущего КИН по прослоям и начальных геологических запасов по прослоям - получена карта текущих геологических запасов пласта по прослоям.

В таблице 5 приведены обобщенные данные по фактическим и расчетным данным по запасам и добыче нефти по блокам рассматриваемого участка.

Таблица 5 - Сопоставление фактических и расчетных данных по выработке участка пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения

Блоки Начальные запасы нефти, тыс. т Расчет по типовым моделям Фактическая накопленная добыча нефти, тыс. т Накопленная добыча расчет/факт., д.ед.

текущие запасы нефти, тыс. т накопленная добыча, тыс. т

й09-08 4076.426 3035.469 1040.957 867.454 1.20

§08-09 5954.069 4825.142 1128.927 1302.245 0.87

й08-10 3539.024 2815.616 723.408 448.628 1.61

^07-10 7252.734 5354.099 1898.635 1625.209 1.17

807-11 4098.294 3123.300 974.994 1293.696 0.75

Итого 24920.550 19153.630 5766.921 5537.232 1.04

Как видно из приведенной таблицы 5, не во всех блоках отношение расчетных данных совпадает с фактическими. Вероятность отклонения может быть связана:

• с некоторой недостоверностью фактических данных работы скважин, а именно с разделением добычи нефти по отдельным скважинам и пластам при совместной выработке;

• с наличием перетоков жидкости, таких как заколонные перетоки, а также с перетоками жидкости из других пластов по системам трещин, образованных в результате проведенных ГРП, а также авто-ГРП при закачке воды в скважины.

Несмотря на это, расхождение суммарных показателей по расчетной и фактической добыче нефти из пласта находится в пределах 5 %, что следует признать хорошим результатом.

В четвертой главе обобщены результаты исследований и повышения эффективности вытеснения нефти из пласта АВ]'"2 и даны рекомендации по оптимизации режимов отбора продукции.

Вначале проведен аншшз эффективности выработки запасов нефти существующей сеткой скважин.

Имевшиеся запасы в области Вороного были пересчитаны на фонд добывающих скважин (569) с учетом нагнетательных, которые соответствовали зоне дренирования (таблица 6).

Таблица 6 - Сводная таблица по запасам нефти скважин по областям Вороного

Расчетный диаметр области Вороного, м Количество скважин, шт. Средняя площадь области Вороного, га Средние геологические запасы, тыс. т Средний диаметр области Вороного, м

100 39 1.919 14.237 156.316

200 71 4.991 41.128 252.089

300 95 9.974 95.509 356.360

400 119 16.137 . 152.867 453.277

500 106 23.844 227.371 550.989

600 58 32.833 315.287 646.560

700 31 42.915 363.757 739.194

800 37 60.980 569.081 881.149

1000 13 104.518 993.615 1153.586

Используя полученные площади областей Вороного каждой скважины, были рассчитаны оценочные межскважинные расстояния добывающих скважин пласта. Оценочное межскважинное расстояние рассчитывалось как диаметр круга, имеющего такую же площадь, что и соответствующая область Вороного.

Обоснование результатов численных исследований проводили путем составления характеристик работы всех имеющихся добывающих скважин, которые приведены в таблице 6, в виде зависимости текущего КИН добывающей скважины от накопленной добычи жидкости для 569 добывающих скважин с группировкой по диаметру области Вороного. Оценочное межскважинное расстояние между добывающими скважинами изменялось от 100 до 1000 м.

Используя полученные данные по единичным скважинам, выделен общий тренд изменения параметров работы скважин по группам диаметра областей Вороного и определены графики изменения параметров работы скважин для различных диаметров области Вороного.

Получено, что достижение проектного КИН возможно лишь при добыче нефти из фонда скважин с межскважинным расстоянием между

добывающим скважинами в пределах до 500 м. При этом использование большего межскважиннош расстояния приводит к тому, что скважины в процессе разработки начинают дренировать запасы соседних скважин с большим диаметром области Вороного.

Показано, что процесс оптимизации выработки запасов нефти из пласта АВ/"2 «рябчик» сводится к нахождению баланса между временем интенсивной выработки запасов плотной сеткой скважин и постепенным достижением проектного КИН (0.325 д.ед.) скважинами с большим межскважинным расстоянием.

Используя зависимости динамики изменения технологических параметров добывающих скважин для различных диаметров области Вороного, а также сводные данные расходов на содержание добывающей скважины, рассчитана динамика изменения доходов от эксплуатации добывающей скважины (рисунок 8).

140

время, лет

Рисунок 8 - Динамика доходов от эксплуатации нефтяной скважины для различных диаметров зоны дренирования скважины

Так как намеченные под бурение новые скважины, а также перевод скважин с других объектов уже принадлежат какой-то из областей Вороного соседних скважин, принято, что вновь вводимые скважины поделят данную площадь Вороного с одной из взаимодействующих соседних скважин. Поэтому начальная площадь Вороного соседней скважины будет разделена между двумя скважинами - исходной и вновь вводимой.

Рассчитав новые области Вороного участков, намеченных на проведение ГТМ, можно оценить предполагаемый экономический эффект от рекомендуемого уплотнения сетки скважин.

Основные рекомендации автора приведены в таблице 7.

Таблица 7 — Таблица эффективности рекомендуемых геолого-технических мероприятий участка пласта АВ] '"2 Самотлорского месторождения

№ скважин Тип гтм Текущий КИН, д-ед. Исходный диаметр области Вороного, м Проектируемый диаметр области Вороного, м Предполагаемый экономический эффект -ЧДД, млн руб.

1 бурение 0.213 595 421 117.649

2 бурение 0.198 627 443 172.888

3 бурение 0.200 632 447 172.888

4 бурение 0.259 616 435 . 66.381

16057 перевод 0.244 530 375 196.430

26212 перевод 0.212 619 438 177.130

18907 перевод 0.297 558 394 82.562

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведенный анализ научно-технической литературы и опыт эксплуатации нефтенасыщенных глинизированных пластов показал, что используемые технологии не привели к значительному росту коэффициента нефтеотдачи и рентабельной эксплуатации залежей нефти по причине несовершенства и низкой достоверности геологического строения залежей и осуществлению высокорентабельных технологий извлечения нефти.

2. Для повышения эффективности выработки запасов нефти из глинизированных коллекторов предложен метод разделения залежей нефти на отдельные блоки с определением размерности ячеек и использованием вероятностно-статистической модели, которая позволяет выявить и уточнить распределение пород на «коллектор-неколлектор» и численно определить величину коэффициента глинистости и проницаемости.

3. Разработана и предложена методика оценки состояния выработанности запасов нефти из глинизированных разукрупненных нефтенасыщенных участков заводнением на базе вероятностно-статистической модели путем численного исследования изменения КИН по прослоям и их начальных геологических запасов от изменения диаметров области дренирования добывающей скважины и размеров сетки.

4. Установлено, что чем больше зона дренирования глинизированного коллектора добывающей скважины, тем больше время разработки залежи и ниже чистый дисконтированный доход (ЧДД), численно зависящий от динамики изменения ЧДД во времени, имеющий вид кривой второго порядка.

5. В результате численных исследований для исследуемого выбранного объекта (пласт AB]1'2) выделена наиболее эффективная по ЧДД зона, когда диаметр зоны дренирования по области Вороного не превышает 300...400 м, что хорошо согласуются с промысловыми данными.

6. Разработаны новые комплексные технологии извлечения нефти из глинизированного пласта, учитывающие оптимальное размещение скважин с заводнением, и технологические показатели отдельных скважин в области Вороного, внедрение которых на объектах пласта АВ| 1-2 Самотлорского месторождения позволили добыть дополнительно 1150 т нефти с экономическим эффектом 2340.0 тыс. руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Шаймарданов, М. Н. Карты распространения трещиноватости залежи по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин [Текст] / М. Н. Шаймарданов, Р. В. Вафин, А. Ф. Егоров // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». — М.: ВНИИОЭНГ, 2011. — №7.— С. 47-50.

2. Антонов, М. С. О методе выбора скважин для проведения мероприятий по интенсификации притока нефти [Текст] / М. С. Антонов, М. Н. Шаймарданов, В. В. Пшеничников, В. Ш. Мухаметшин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - № 12. - С. 29-30.

3. Шаймарданов, М. Н. Методика прогнозирования вертикальной трещиноватости коллектора по геологическому профилю [Текст] / М. Н. Шаймарданов, М. С. Антонов, А. Ю. Попов, М. А. Кузнецов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 1. -С. 18-21.

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

5. Лазеев, А.Н. Сопоставление показателей выработки запасов нефти из пласта при полном и частичном затухании фильтрации в глинистых породах [Текст] / А. Н. Лазеев, И. И. Родионова, Д. А. Хисаева, М. Н. Шаймарданов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 2012.-№ 1.-С. 50-53.

6. Владимиров, И. В. Исследование выработки запасов нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта с применением полимерного заводнения [Текст] / И. В. Владимиров, М. Н. Шаймарданов, Е. В. Задорожный, С. И. Хазов, Р. А. Гнилицкий // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№ 9. - С. 5-12.

7. Хисамутдинов, Н. И. Обоснование выбора объекта под полимерное воздействие на примере пластов ABi3 и АВ2-з Самотлорского

месторождения [Текст] I Н. И. Хисамутдинов, М. Н. Шаймарданов,

B. В. Литвин, С. И. Хазов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: «ВНИИОЭНГ», 2012.-№ 11.-С. 54-59.

8. Хисамутдинов, Н. И. Численные исследования изменения технологических показателей при полимерном заводнении [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, М. Н. Шаймарданов, С. И. Хазов, М. В. Самойлов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 11. -

C. 59-64.

9. Литвин, В. В. Применение вероятностно-статистического метода при моделировании пласта АВ/"2 «рябчик» Самотлорского месторождения [Текст] / В. В. Литвин, С. X. Абдульмянов, М. Н. Шаймарданов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 11. - С. 72-76.

10. Антонов, М. С. Оценка эффективности сформированной системы заводнения на объекте АВ|'"2 Самотлорского месторождения [Текст] / М. С. Антонов, И. Ш. Щекатурова, М. Н. Шаймарданов, С. И. Хазов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№ 11.-С. 16-19.

11. Шаймарданов, М. Н. Оценка влияния глинистости коллектора на КИН при разработке залежи системой вертикальных скважин [Текст] / М. Н. Шаймарданов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности».-М.: ВНИИОЭНГ, 2012.-№ 11.-С. 40-44.

12. Шаймарданов, М. Н. Изучение процесса заводнения тонкослоистых многослойных коллекторов [Текст] / М. Н. Шаймарданов, Р. Г. Сарваретдинов, Д. К. Сагитов, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2013. - № 3. - С. 83-86.

13. Рустамов, И. Ф. Выработка разрозненных остаточных запасов нефти в условиях развитой системы избирательного заводнения [Текст] / И. Ф. Рустамов, Е. В. Задорожный, М. А. Виноходов, Д. К. Сагитов, М. Н. Шаймарданов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2013. - № 3. - С. 74-79.

Прочие печатные издания

14. Пшеничников, В. В. Способ выбора скважин-кандидатов для проведения мероприятий по интенсификации выработки запасов нефти [Текст] / В. В. Пшеничников, А. Ю. Попов, М. С. Антонов, М. Н. Шаймарданов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер XI Всеросс. научн.-практ. конф. 19 октября 2011 г. в рамках XI Российского энергетического форума. — Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2011. -С. 78-79.

15. Кузнецов, М. А. Определение расположения зон распространения вертикальной трещиноватости коллектора по геологическому профилю [Текст] / М. А. Кузнецов, А. Ю. Попов, М. Н. Шаймарданов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер XI Всеросс. научн.-практ. конф. 19 октября 2011 г. в рамках XI Российского энергетического форума. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2011. -С. 93-94.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 03.07.2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,02. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 164. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.