Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Прогноз применения методов увеличения нефтеотдачи по геолого-промысловым данным

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Прогноз применения методов увеличения нефтеотдачи по геолого-промысловым данным"

На правах рукописи

РГ5 ОД

Носачев Александр Анатольевич у - д ^ р ^

ПРОГНОЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

Специальность 04.00.17

Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученон степени кандидата геолого-мииералогических наук

Уфа-2000

Работа выполнена в НГДУ "Аксаковнефть" - филиале АНК "Башнефть" и НИИ «Нефтеотдача» АН РБ

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор, заслуженный деятель науки РБ Хайрединов Н.Ш.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Мухаметшин В.Ш.

кандидат технических наук Козлов Ю.А.

Ведущее предприятие: НГДУ «Туймазанефть» - филиал АНК «Башнефть»

Защита состоится 8 июня 2000 г. в 1422 часов на заседании диссертационного совета Д 104.01.01. при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности по адресу: 450077, г. Уфа, ул. Ленина,86.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башнипинефть Автореферат разослан « Ь » $ ^ 2000г.

Ученый секретарь диссертационного Совета

V¿¿-У * -</.0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современный этап развития нефтегазового комплекса Республики Башкортостан характеризуется устойчивой тенденцией к снижению уровней добычи нефти, увеличению обводненности продукции, ухудшению структуры извлекаемых запасов, росту энергозатрат в процессах нефтеизвлечения, обострению экологической обстановки в районах нефтегазодобычи. В сложившихся условиях, когда естественное падение добычи не компенсируется соответствующим приростом запасов за счет открытия новых месторождений, стабилизировать ситуацию можно путем увеличения степени извлечения нефти из недр за счет применения новейших технологий доразработки месторождений. Эффективность их использования в значительной мере определяется надежностью геолого-технологического обоснования и прогнозирования применения методов воздействия на пласты на поздней стадии разработки месторождений. Аналогичные проблемы актуальны и для месторождений юго-запада Башкортостана.

Месторождения рассматриваемого региона в тектоническом отношении приурочены к юго-восточному склону Восточно-Европейской платформы. В пределах всей группы, состоящей из 16 месторождений, выделяются 69 эксплуатационных объектов, из которых 37 представлены терригенными отложениями, 32 - карбонатными, характеризующимися значительной вариацией геолого-физических и физико-химических параметров пластовых систем и систем воздействия.

За время эксплуатации рассматриваемых объектов накоплен значительный опыт в реализации различных технологических решений в области разработки этих месторождений, в том числе и с применением гидродинамических, физико-химических, биогеотехнологических и виброволновых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

В этой связи весьма актуальными являются систематизация и обобщение накопленного опыта по разработке нефтяных месторождений данного региона Башкортостана, геологб-технологическое обоснование стратегических направлений доизвлечения остаточной нефти с целью повышения эффективности выработки запасов за счет применения ресурсосберегающих процессов нефтедобычи.

Проблеме геолого-технологического обоснования и прогнозирования применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) посвящены многочисленные работы отечественных исследователей. Наиболее значительный вклад . внесли: И.И. Абызбаев, Р.Х. Алмаев, В.Е. Андреев, К.Б. Аширов, Г.А. Баба-лян, К.С. Баймухаметов, В.Е. Гавура, B.C. Голубев, А.Т. Горбунов, В.В. Дев-ликамов, H.H. Лисовский, Е.В. Лозин, И.Л. Мархасин, М.Х. Мусин, В.Ш. Му-хаметшин, М.М. Саттаров, М.А. Токарев, Э.М. Хагтимов, Н.Ш. Хайрединов, Э.М. Юлбарисов, P.M. Юсупов, Ю.К. Юферов и др.

Несмотря на большое количество выполненных исследований, проблема повышения нефтеотдачи пластов является актуальной и имеет важное народно-хозяйственное значение.

Цель работы. На основе уточнения геолого-физической характеристики месторождений, геолого-промыслового анализа текущего состояния разработки месторождений н выработки запасов нефти рекомендовать методы по доразработке месторождений с использованием современных технологий повышения нефтеотдачи пластов.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1. Провести геологопромысловый анализ состояния разработки отдельных месторождений и создать геолого-статистические модели процесса неф-теизвлечения.

2. Провести анализ структуры геологических и извлекаемых запасов основных продуктивных пластов и оценить состояние выработки запасов объектов разработки.

3. На основе изучения особенностей геологического строения, систематизировать геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем - провести группирование объектов разработки по исследуемым диагностическим признакам.

4. Проанализировать технологическую и технико-экономическую эффективность использования гидродинамических, физико-химических, биогеотех-нологических и виброволновых МУН на объектах региона в зависимости от геологических факторов.

5. Распределить остаточные запасы по рекомендуемым МУН.

6. Обосновать комплекс рекомендуемых технологий дифференцированно по группам объектов и на их основе дать прогноз прироста извлекаемых запасов при широкомасштабном использовании МУН для доразработки месторождений.

Методы исследований. Решение поставленных задач основано на применении элементов системного анализа функционирования больших эксплу-тационных объектов: геолого-промыслового анализа разработки месторождений, геолого-статистического моделирования процесса нефтеизвлечения с использованием методов главных компонент и множественного регрессионного анализа.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ВЫПОЛНЕННОЙ РАБОТЫ

1. Впервые проведено группирование 69-ти объектов разработки нефтяных месторождений юго-западного региона Башкортостана методом главных компонент по 15-ти наиболее информативным параметрам пластовых систем.

2. Проведена систематизация - группирование остаточных запасов нефти месторождений исследуемого региона и обоснованы основные тенденции к методам их доразработки на поздней стадии.

3. В результате выполненного геолого-промыслового анализа и геолого-статистического моделирования разработки объектов выделенных групп месторождений разработана концепция научно-технической программы повышения нефтеотдачи пластов месторождений юго-западного региона Башкортостана.

4. Дан прогноз прироста извлекаемых запасов от 4,4% до 8,3% при дораз-работке объектов с терригенными и карбонатными коллекторами.

5. Предложены новые составы для биогеотехнологического воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения их нефтеотдачи, защищенные патентами РФ: "Способ разработки нефтяного месторождения", № 97115201, «Состав для увеличения нефтеотдачи пластов» по заявке № 97113863103 (014650).

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В диссертационной работе защищаются следующие основные положения:

- регрессионные модели процессов нефтеизвлечения, полученные для различных типов коллекторов и технологий разработки месторождений юго-запада Башкортостана;

- дифференцированная оценка остаточных запасов по реультатам группирования объектов разработки методом главных компонент;

- рекомендации по применению МУН в выделенных группах объектов разработки и на их основе прогноз прироста извлекаемых запасов нефти;

- новые технологии разработки месторождений с применением биогео-технологического воздействия на пласты.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных статистических методов обработки результатов геолого-промысловых исследований, проведенных на большом массиве фактической геолого-физической и геолого-технологической информации, накопленной в процессе длительной эксплуатации рассматриваемых залежей (на примере периода 1992-1998 годов, за который проведено 128 операций МУН на различных объектах разработки по 76 скважинам).

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1. Реализация комплексного геолого-технологического обоснования применения методов увеличения нефтеотдачи для месторождений юго-западного региона Башкортостана позволяет значительно повысить степень достоверности и надежности прогнозирования применения прогрессивных технологий на рассматриваемых объектах;

2. Разработаны и внедрены в НГДУ "Аксаковнефть" технологии разработки нефтяных месторождений с применением биогеотехнологического воздействия на остаточные запасы продуктивных пластов, в т.ч. на уровне изобретений.

3. Обоснованы и рекомендованы комплексы технологий воздействия на остаточные геологические запасы, составляющие 45817 тыс. т в терригенных и 41921 тыс. т в карбонатных коллекторах.

4. Технологическая эффективность от реализации разработанных прогрессивных технологий за 1992-98 гг. составила 366,472 тыс.т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом 48,6млн. руб (в ценах 1999 года).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и представлялись на:

• научном семинаре ученых и производственников СССР (г. Дивно-морск, октябрь 1991);

• семинаре по контролю за разработкой месторождений геофизическими методами (г. Москва, июнь 1992 г.);

• семинаре по методам увеличения нефтеотдачи пластов (г. Уфа, апрель 1995г.)

• семинаре по методам увеличения нефтеотдачи пластов (г. Москва, июнь 1996)

• 111 международной конференции по химии нефти (г. Томск, декабрь 1997)

• региональной научной конференции "Геология и полезные ископаемые Западного Урала" (г. Пермь, май 1997 г.)

• международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России", посвященной 50-летию УГНТУ (г. Уфа, май 1998 г.)

• республиканской конференции "Современные проблемы естествознания на стыках наук" (Уфа, сентябрь 1998 г.).

ПУБЛИКАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ И ЛИЧНЫЙ ВКЛАД АВТОРА

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, включая 1 монографию, 3 статьи, 5 тезисов докладов на международных, всесоюзных, республиканских и региональных научно-практических семинарах и конференциях, 2 патента РФ. .

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, приложений, заключения, списка литературы. Работа изложена

на 175 страницах, в том числе содержит 15 рисунков, 38 таблиц, 30 графиков и 8 приложений.

Автор благодарен Баймухаметову К.С., Лозину Е.В., Масагутову Р.Х., Хайрединову Н.Ш., Андрееву В.Е., Мерзлякову В.Ф., Водочкову Н.С.. Попову А.М. и др. за оказанную помощь и консультации при подготовке работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, личный вклад автора, достоверность результатов и выводов, практическая ценность, внедрение результатов и апробация работы.

Первая глава посвящена обобщению и систематизации накопленных в процессе длительной эксплуатации геолого-геофизических данных, характеризующих геологическое строение рассматриваемой группы месторождений и нефтеносность продуктивных объектов. Приведена характеристика геолого-физических и физико-химических свойств пластовых систем.

Рассматриваемая группа включает 16 месторождений, расположенных в юго-западной части Башкортостана. Административно это территория Аль-шеевского, Бижбулякского, Белебеевского, Ермекеевского и Миякинского районов.

Большая часть западного Башкортостана характеризуется развитием пологих структур платформенного типа с очень малыми углами падения. Согласно принятой классификации (В.Д. Наливкин, Л.Н. Розанов, 1957) рассматриваемая группа месторождений в тектоническом отношении располагается в пределах Южно-Татарского свода: месторождения приурочены к зоне восточного борта Демско-Сергеевского грабенообразного прогиба, к Аскаро-во-Бекетовской и Чернигово-Николаевской зонам горстовидных поднятий. В пределах западного Башкортостана на Южно-Татарском своде выделяется Белебеевская вершина, к которой приурочен ряд месторождений рассматриваемой группы (Шкаповское, ЗнаменскОе, Белебеевское и др.)

В пределах рассматриваемого региона нефтеносный разрез представлен отложениями палеозоя. По разным месторождениям группы полнота вскрытия разреза различна. Наиболее полные разрезы представлены отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем.

По литолого-стратиграфическому признаку все нефтеносные пласты данной территории можно разделить на четыре группы:

- терригенные отложения среднего и верхнего девона;

- карбонатные отложения верхнего девона;

- терригенные отложения нижнекаменноугольной системы;

- карбонатные отложения нижнекаменноугольной системы.

На рассматриваемых месторождениях выделяются 69 эксплуатационных объектов, из которых 37 представлены терригенными отложениями, 32 карбонатными. Эти эксплуатационные объекты соответствуют девяти продуктивным интервалам.

К нефтеносным интервалам относятся:

1) пласты Б1У воробьевского и ардатовского горизонтов живетского яруса среднего девона;

2) пласты БП муллинского горизонта живетского яруса среднего девона;

3) пласты пашийского горизонта франского яруса верхнего девона;

4) кыновский (тиманский) горизонт 13кн франского яруса верхнего девона;

5) фаменский ярус Эфм верхнего девона;

6) заволжский надгоризонт Озв фаменского яруса верхнего девона;

7) турнейский ярус Ст нижнего карбона;

8) бобриковский горизонт (пласты СУ1) визейского яруса нижнего карбона;

9) тульский горизонт Стл.к визейского яруса нижнего карбона.

Из них наибольший объём запасов приходится на пласты которые выделяются в качестве объектов разработки на 15 месторождениях, и пласты, относящиеся к фаменскому ярусу - на 11 месторождениях. Наименее распространенными являются продуктивные пласты тульского горизонта, выделенные в качестве объекта разработки лишь на Знаменском месторождении. Все месторождения являются многопластовыми.

В результате проведенной диссертантом систематизации и обобщения накопленного геолого-геофизического материала уточнены наиболее характерные особенности геологического строения продуктивных пластов месторождений юго-запада Башкортостана, оказывающие существенное влияние на эффективность процесса нефтеизвлёчения. К числу этих особенностей относятся:

-значительная расчлененность, высокая неоднородность, повышенная вязкость нефтей терригенной толщи нижнего карбона по сравнению с аналогичными параметрами залежей терригенной толщи девона;

-высокая степень литологической изменчивости терригенных коллекторов;

-пониженные значения коэффициентов пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности и повышенные значения вязкости пластовой нефти в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам (см. табл. 1).

Таблица 1

Средние значения параметров выделенных групп объектов

Параметры Средние значения параметров по группам объектов

Терригенные коллекторы Карбонатные коллекторы

1 группа 2 группа 1 группа 2 группа 3 группа

Общая толщина, м 6,5 10 8,6 8,6 6,2

Эффективная толщина, м. 2,6 2,5 2,3 2,4 2,3

Пористость открытая, д.ед. 0,17 0,17 од 0,09 0,07

Нефтенасыщенность, д.ед. 0,85 0,82 0,83 0,8 0,8

Проницаемость, мкм2 0,372 0,297 0,05 0,017 0,0428

Плотность нефти, г/см3 0,8949 0,867 0,9068 0,8926 0,8735

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 10,91 5,39 16 11,68 10,94

Содержание асфальтенов и смол, % 18,4 16,8 17,2 16,2 18,7

Параф., % 4 4,2 3,98 3,7 3,1

Пересчётный коэффициент, д.ед. 0,9231 0,8766 0,8912 0,9303 0,9483

Газовый фактор, м3/ т 38,2 43,7 19,58 27,5 22,4

Глубина залегания,м 2065 2014 1603 1710 2025

Пластовое давление, МПа 19,4 20,8 .. 16,2 17,3 19,8

Пластовая температура,°С 38 41 32 31 37

Во второй главе представлены результаты группирования объектов разработки месторождений юго-западного региона Башкортостана при исполь-

зовании одного из методов теории распознавания образов - метода главных компонент (МГК). В геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений применение этого метода всё более расширяется.

Выполнена операция идентификации, т.е. группирование объектов разработки с целью выделения групп, близких по условиям залегания, геолого-физическим и физико-химическим свойствам пластов и насыщающих их флюидов.

Группирование объектов исследования МГК проводилось с использованием стандартного пакета прикладных программ (СББ/З), разработанного для ПЭВМ ЕС на языке Фортран. Все объекты группировались по пятнадцати параметрам: коэффициентам проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, песчанистости, глубине залегания, эффективной нефтенасыщенной толщине, плотности и вязкости пластовой нефти, общей толщине пласта, объемному коэффициенту нефти, газосодержанию пластовой нефти, начальному пластовому давлению и температуре, содержанию в нефти смол, асфальтенов и парафинов.

Анализ результатов показал, что из пятнадцати главных компонент на первые четыре приходится 72,1% и 70,5% общей дисперсии параметров соответственно по терригенным и карбонатным объектам, т.е. при выделении относительно однородных групп объектов вполне достаточно рассмотрение в пространстве только этих главных компонент. Геометрическое представление терригенных и карбонатных объектов исследования в координатых осях главных компонент г,-^, 2,-г3, г,-24 позволило выделить две группы терригенных и три группы карбонатных объектов. При выделении групп и проведении границ выполнялось условие, при котором каждая группа объектов должна занимать определенную и ограниченную зону в пространстве четырех главных компонент. Каждая из четырех главных компонент носит содержательный характер, поддается смысловой интерпретации, отражая то или иное свойство, характеризующее условия залегания, геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов.

Объекты в терригенных коллекторах

Первая группа объектов характеризуется наибольшими значениями толщины пласта, коэффициентов пористости (вместе со второй группой), нефтенасыщенности, проницаемости, глубины залегания пласта.

Вторая группа характеризуется наибольшими значениями общей толщины пласта, коэффициента пористости, содержания парафинов в нефти, газосодержания, пластового давления и температуры, наименьшими значениями плотности и вязкости нефти.

Объекты в карбонатных коллекторах

Первая .группа объектов характеризуется наибольшими значениями плотности и вязкости нефти, наименьшими значениями газосодержания, глубины залегания пласта, пластового давления.

Вторая группа характеризуется наименьшими значениями коэффициентов нефтенасыщенности (вместе с третьей), проницаемости, содержания смол и асфальтенов, пластовой температуры.

Третья группа объектов характеризуется наибольшими значениями содержания асфальтенов и смол, пересчетного коэффициента нефти; наименьшими значениями общей толщины пласта, эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, содержания парафинов.

Выделенные особенности групп объектов позволяют решать ряд различных задач разработки и, в частности, задачу выбора методов увеличения нефтеотдачи пластов, исходя из критериев их применимости.

В третьей главе приведены результаты проведенного анализа структуры запасов продуктивных пластов месторождений исследуемого региона.

В таблице 2 представлено распределение запасов нефти по пластам. Основная часть добычи нефти 61% приходится на пласт 01, в нем сосредоточена большая часть начальных и текущих запасов (55% начальных геологических, 50% текущих геологических запасов). Вторым по количеству запасов и добыче нефти является пласт (30% начальных геологических и 26% текущих геологических запасов). Третьими по величине запасов являются отложения турнейского яруса (9% начальных геологических и 14% текущих геологических запасов). С терригенными коллекторами связано 89,3% начальных геологических запасов, с карбонатными 10,7%.

Основная часть запасов приходится на три месторождения: Шкаповское, Знаменское и Белебеевское. В сумме их запасы составляют по начальным геологическим - 76,1%, по текущим геологическим - 75,2% от запасов груп-

пы. Максимум запасов приходится на Шкаповское месторождение (59,2% начальные' геологические, 50,3% текущие геологические запасы). Наименьшие запасы на Белебеевском месторождении (5,9% начальные геологические, 8,2% текущие геологические). Запасы малосернистых нефтей (содержание се-ры< 0,5%) отсутствуют. Сернистые н высокосернистые нефти составляют 100% запасов промышленных категорий.

Таблица 2

Распределение геологических и извлекаемых запасов кат. А+В+С1 по продуктивным пластам

Пласт нач.геол. зап., тыс.т нач.извл. зап., тыс.т накопл. добыча, тыс.т тек-геол. зап., тыс.т. тек.извл. зап., тыс.т

DI, абс. знач. 268517 141685 133254 135263 8431

Доля,% 55 58 61 50 34

DIV, абс.знач. 145277 80639 73882 71395 6757

Доля, % 30 33 34 26 27

Dil, абс. знач. 884 221 74 810 147

Доля,% 0.18 0.09 0.03 0.3 1

CVI, абс.знач. 15182 4486 3436 11746 1050

Доля,% 3 2 2 4 4

Ст, абс. знач. 45637 13741 6676 38961 7065

Доля,% 9 6 3 14 28

Офм, абс. знач. 8304 2899 2194 6110 705

Доля,% 2 1 1 2 3

D3B, абс. знач. 3102 454 84 3018 370

Доля,% 1 0.18 0.04 1 1

Окн,абс. знач. 3415 697 252 3163 445

Доля,% 1 0.28 0.1 1 . 2

Стл.к,абс.знач 370 56 .32 338 24

Доля,% 0,08 0,02 0,01 0,12 0,1

Дет, абс. знач. 273 71 34 239 37

Доля, % 0,06 0,03 0,02 0,09 0,15

В соответствии с выбранными критериями для трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) ( Кпр<0,05 мкм2, ц„>30 мПа с, Н^<1,5 м) все 69 эксплуатационных объектов были разделены на 2 группы:

1) эксплуатационные объекты с «активными» запасами в терригенных коллекторах с более высокой проницаемостью, эффективной нефтенасьнцен-ной толщиной более 1,5 м и нефтью с вязкостью менее 30 мПа-с.

2) трудноизвлекаемые запасы (далее ТрИЗ):

2.1) характеризующиеся малыми эффективными нефтенасыщенными толщинами терригенных коллекторов от 0,8 до 1,5 м.

2.2) характеризующиеся высокими значениями динамической вязкости нефти терригенных коллекторов в пластовых условиях (от 26,2 до 70 мПа-с) и повышенным содержанием смол и асфальтенов (от 19 до 28,8%).

2.3) ТрИЗ в слабопроницаемых терригенных коллекторах (Кпр<0,Ю0мкм2).

2.4) ТрИЗ в карбонатных коллекторах.

Отношение «активных» и трудноизвлекаемых запасов в целом по начальным геологическим составляет 82% и 18%, по текущим 72,2% и 27,8%. По извлекаемым начальным - 89,7% и 10.13%, текущим - 51,8% и 48,2%. Очевидна большая доля ТрИЗ, особенно по текущим извлекаемым запасам. Это связано с более интенсивной разработкой «активных» запасов по сравнению с трудноизвлекаемыми запасами. Доля карбонатных коллекторов в ТрИЗ по текущим извлекаемым запасам составляет 32,8%, что говорит о приоритетности разработки методов увеличения нефтеотдачи именно для этого типа коллекторов.

Четвертая глава посвящена вопросам анализа разработки месторождений юго-запада Башкортостана и геолого-стастическому моделированию с использованием множественного линейного регрессионного анализа.

По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом:.

на первой стадии разработки-Исламгуловское, Згурицкое, Дмитриевское месторождения, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Суммарные извлекаемые запасы по. этим месторождениям составляют 0,9% от НИЗ. Доля добычи нефти - 0,65%. Извлечено 1,3% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Темп отбора нефти от остаточных запасов по месторождениям 0,4%;

на третьей стадии разработки-Знаменское, Белебеевское, Шафрановское, Каменское, Орловское месторождения с НИЗ 12.6% от запасов региона. До-

быча нефти от общей составила 54,0%. Отобрано 62,5%. Темп отбора от ОИЗ 5,9%; '

на четвертой стадии разработки-Шкаповское, Сатаевское, Демское, Раев-ское, Балкановское и Аскаровское месторождения с НИЗ 87% от запасов региона. Добыча нефти от общей составила 45,3%, отобрано 95,1% от НИЗ. Темп отбора от ОИЗ 5,6%.

По состоянию на 01.01.2000 г. на месторождениях юго-запада Башкортостана добыто 224206,2 тыс.тонн нефти, или 90,2% от начальных извлекаемых запасов. В 1999 году добыто 1285,5 тыс.тонн нефти, что соответствует годовому темпу 0,6% начальных и 5,3% ОИЗ.

Месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления путем реализации различных вариантов заводнения. На 9 месторождениях (кроме Исламгуловского, Дмитриевского, Четырбашского, Каменского, Аска-ровского) освоены системы площадного и очагово-избирательного заводнения, 93,4% всей добычи нефти извлекается из месторождений, разрабатываемых с заводнением. Текущая закачка компенсирует отбор жидкости на 92,1%, с начала разработки 111,6%. Текущие пластовые давления по месторождениям на уровне первоначальных.

Четырнадцать объектов, по которым обводненность добываемой продукции превысила 50-60%, по величине отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) разделены на четыре группы.

Объекты первой группы - пласты 01У и 01 Шкаповского месторождения, пласт 01 Сатаевского месторождения, пласт 01У Демского месторождения, пласт Бапкановского месторождения. Отбор нефти по ним превысил 90% НИЗ.

Объекты второй группы - пласт СVI Шкаповского, пласт Сатаевского, пласт 01 Аскаровского месторождений. Отборы НИЗ по ним изменяется от 74 до 84%.

Объекты третьей группы: пласты 01 Демского, Орловского и Раевского месторождений. Максимальный отбор по Демскому месторождению - 47%, Орловскому месторождению - 68%, Раевскому - 47% от НИЗ.

Объекты четвертой группы - отбор нефти по которым составил 28-45% от НИЗ: пласт ШУ Спартанской площади Белебеевского месторождения, пласт 01 Каменского месторождения, пласт Офм Бапкановского месторождения. .

С целью изучения влияния геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров на эффективность нефтеизвлечения использован метод множественного линейного регрессионного анализа, который устанавливает статистическую взаимосвязь между факторами, характеризующими состояние объектов разработки - водонефтяной фактор (ВНФ), обводненность (/"„), коэффициент использования извлекаемых запасов (КИЗ), текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИНТ„), коэффициент нефтеизвлечения (КИНк<ж) и их геолого-технологическими параметрами.

Учитывая критерии группирования, характеризующие принадлежность к генетическому типу коллекторов и режим разработки залежей, выделено четыре группы объектов: залежи в терригенных коллекторах, разрабатываемые с заводнением; залежи в терригенных коллекторах, разрабатываемые без заводнения; залежи в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения и залежи в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением, из которых наиболее информативными являются первые три. В связи с чем множественный регрессионный анализ по четвертой группе не проводился.

Множественный регрессионный анализ проводился с использованием пакета статистических программ STATGRAPHICS Plus 2.1. Взаимосвязь параметра Yi с набором независимых переменных Xi оценивалась множественным коэффициентом корреляции R в квадрате. Адекватность полученных уравнений множественной линейной регрессии с достоверностью 95% оценивалась по критерию F - критерию Фишера. Значимость оценок коэффициентов уравнения bi оценивалась по критерию Стьюдента - t критерий. Если коэффициент уравнения pi попадал в интервал bi± tKpSbi с вероятностью 95% и более, то полученные коэффициенты уравнения считались статистически значимыми. Если вероятность попадания коэффициента в интервал bi± tKpSbi не превышала 90%, то коэффициенты считались статистически не значимыми, а переменные Xi при них отбрасывались и множественный регрессионный анализ повторялся.

Ниже приводятся полученные уравнения множественной линейной регрессии для групп объектов.

Для первой группы объектов:

Y1 =-1,097 +0,243X5+4,11X8 - 0,046X9+0,005X11

Y2 = 63,258 + 1,877 Х5 + 11,236 Х8 - 23,42 Х10 - 0,049 XII

УЗ = 37,122 + 25,74 XI - 0,59 Х2 + 20,731 ХЗ + 16,113 Х8

У4 = 19,921 + 19,389 XI +0,15 Х9 - 5,17 Х10 - 0,034 XI1

У5 = 27,451 + 14,918X1 +0,138X9-0,023X11

Судя по полученным для первой группы статистическим моделям можно сделать следующий вывод: на рост ВНФ положительное влияние оказывает плотность сетки скважин, безразмерное время и соотношение приемистости к дебиту; отрицательно влияет компенсация отборов закачкой; с увеличением плотности сетки скважин и величины объема прокачки растет обводненность, увеличение темпов отборов нефти и соотношения приемистости к дебиту вызывают снижение обводнености; на КИЗ положительно влияет величина Н^т Кв, проницаемость, объем прокачки, отрицательно - |Л0; отмечено также, что с ростом величины Н^т Кн, компенсации отбора закачкой, падением q3/q¡IC увеличиваются величины КИН„к и КИНхои.

Как видно, полученные для первой группы объектов статистические модели не всегда адекватно связывают характеристики нефтеизвлечения и геолого-технологические показатели. Это вероятнее всего объясняется тем, что модели характеризуют в основном заключительную стадию добыч и нефти и в пластах происходят необратимые процессы, связанные в основном с ростом водонасыщенносги, в зависимости от стадии разработки, трудно регулируемые, а в уравнения вошли лишь переменные, при которых коэффициенты оказались наиболее статистически значимыми для данной модели. Примером тому служит положительное влияние плотности сетки скважин на ВНФ и обводненность в первых двух моделях.

Для второй группы объектов:

У1 = 11,60 - 0,927 Х5 + 0,014 Х6

У2 = 128,745 +2,158 Х2 - 112,606 ХЗ - 5,597 Х5 +36,477 Х7 - 24,939 Х8

Первая статистическая модель показывает, что по объектам с более редкой сеткой скважин и следовательно большей, величиной удельных запасов, приходящихся на одну скважину, возрастает ВНФ, т.е. для терригенных коллекторов, разрабатываемых без заводнения большое влияние на добычу нефти оказывает охват пласта скважинами. Вторая статистическая модель показывает, что с ростом вязкости нефти, объема прокачки и снижением по объ-

ектам коэффициентов проницаемости, плотности сетки скважин, темпов отбора нефти увеличивается обводненность.

Для третьей группы объектов:

УЗ = 22,756+ 80,658 X7

У4 = 0,621+47 X7

У5 = -7,294 + 204,58 ХЗ + 1,199 Х5 + 34,69 Х7 + 7,35 Х8

где х1 - НзфШкн -удельный объем нефти, м3/м2, Нзф - эффективная толщина, м; гп - пористость, к„ - начальная нефтенасыщенность; х2-цо=цн/^в -соотношение вязкостен нефти (цн) и воды (¡хв); хЗ- коэффициент проницаемости, мкм2; х4-коэффициент песчанистости; х5- плотность сетки скважин, га/скв.; хб- удельные балансовые запасы нефти, т/скв.; х7 - соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин (для систем с заводнением); х8 -безразмерное время (отношение накопленного отбора жидкости к балансовым запасам нефти); х9 - компенсация отбора закачкой, % (для систем с заводнением); х10 - максимальный темп отбора от НИЗ, %; х11ч}ЗЛ}ж - отношение средней приемистости нагнетательных скважин к среднему дебиту по жидкости добывающих- скважин; у1- водо-нефтяной фактор, м3/т; у2-обводненность продукции, %; уЗ - коэффициент использования извлекаемых запасов (КИЗ); у4 - текущий коэффициент извлечения нефти; у5 - конечный коэффициент извлечения нефти.

Судя по полученным для третьей группы объектов статистическим моделям величины КИЗ и КИНтек находится в явной зависимости от объема отобранной жидкости, что вполне объяснимо для коллекторов, разрабатываемых без заводнения, находящихся на второй стадии разработки.

Таким образом, для объектов разработки месторождений установлена степень влияния геолого-физических и технологических параметров на показатели нефтеизвлечения по трем группам объектов. Пользуясь полученными геолого-статистическими моделями, можно решать задачи прогнозирования, анализа и регулирования процесса разработки исследованных и аналогичных залежей юго-запада Башкортостана.

В пятой главе изложены результаты анализа эффективности применения МУН, прогнозирования и применения комплекса технологий повышения нефтеотдачи пластов для объектов разработки месторождений.

На месторождениях юго-западного региона Башкортостана проводится комплекс опытно-промышленных работ по испытанию технологий увеличения нефтеотдачи пластов: гидродинамических, физико-химических и биогео-технологических. К гидродинамическим относится циклическое заводнение, внедренное на Знаменском месторождении и давшее положительный результат - более 7 тыс.т. дополнительной нефти.

На целом ряде месторождений, характеризующихся высокой степенью обводненности продукции и находящихся на заключительной стадии разработки, с целью сокращения объемов попутно добываемой воды используют осадко- и гелеобразующие технологии, относящиеся к физико-химическим и биогеотехнологическим МУН. В этой группе технологий наиболее эффективными являются следующие композиции: активный ил, биоПАВ + симусан, концентрированная дистиллерная жидкость, избыточный активный ил, полиглицерин, гивпан + алюмохлорид, силином+алюмохлорид, алюмохлорид, лиг-носульфонат. В результате применения этих технологий за 1992-1998гг. дополнительно добыто 366,472тыс. т нефти с экономической эффективностью 48,6 млн.руб (в ценах 1999 года).

В результате осуществления программы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, постоянного совершенствования и регулирования процесса разработки месторождений удалось достичь существенного повышения уровней добычи нефти и значений текущих коэффициентов извлечения нефти. Так, при меньшем, чем по сумме проектов количестве пробуренных скважин, объем накопленной добычи нефти превышает проектный, а среднее значение текущей нефтеотдачи по региону достигло 45%, что превышает среднее значение КИН по Уральскому региону (Башкортостан - 40,7%, Оренбургская область - 40,5%, Пермская область - 36,0%).

На основании обобщения современных подходов к проблеме обоснования и прогнозирования МУН, критериального анализа их эффективного применения для геолого-физических и физико-химических свойств пластовых систем дифференцированно по ранее выделенным группам сделаны следующие рекомендации о применении методов повышения нефтеотдачи на месторождениях юго-западного региона Башкортостана.

Для терригенных коллекторов: • 1 группа объектов (продуктивные пласты DI, Dil, DIV, кыновский горизонт верхнего девона и бобриковский нижнего карбона; нефти средневязкие с

повышенным содержанием асфапьтенов и смол, парафинистые, по ряду месторождений обводненность достигает 98%). Целесообразно применить по-токорегулирующие технологии: полимерно-дисперсные системы, щелочно-полимерные технологии, биореагенты, осадкогелеобразующие технологии. Остаточные геологические запасы по группе составляют 22157 тыс.т. (8,17%).

• 2 группа (преобладает продуктивный пласт 01, менее представлены пласты ЮИ и Окн; нефти характеризуются высоким содержанием смол, асфальте-нов и парафинов, большая часть объектов с высокой обводненностью). Рекомендуется водогазовое воздействие, чередующаяся закачка С02 и воды, композиции ПАВ. Остаточные геологические запасы по группе составляют 23660 тыс.т. (8,73%).

Для обеих групп рекомендуется обработка пласта комплексным физико-

химическим (смесь кислот и органических растворителей типа Нефрас, ДМД,

ЖОУ и др.) и виброволновым воздействием.

Для карбонатных коллекторов:

• 1 группа представлена пластами Ст, Озв, Офм, с преобладанием пласта Ст (нефти с повышенной вязкостью, высокое содержание смол, парафинов и асфапьтенов, низкие коллекторские свойства). Рекомендуется комплексное физико-химическое воздействие: соляно-кислотная обработка с растворителем, ПАВ, для высокообводненных пластов - биореагенты. Остаточные геологические запасы по группе составляют 34,86 тыс.т. (1,29%).

• 2 группа (представлена пластами Ст, Озв, Офм, с преобладанием пласта Озв, характеризуется низкими значениями коэффициента пористости, проницаемости, средней вязкостью нефти, высоким содержанием асфапьтенов, смол и парафинов, обводненность ряда объектов достигает 83%). Рекомендуется физико-химическое воздействие: соляно-кислотная обработка с растворителем, биореагенты, по пласту Ст на Знаменском и Орловском месторождениях - изотермическое заводнение. Остаточные геологические запасы по группе составляют 37455 тыс.т. (13,82%).

• 3 группа (Представлена пластами Ст, Озв, Офм с преобладанием Офм ха- . растеризуется низкими коллекторскими свойствами, средней вязкостью нефти, высоким содержанием смол, асфапьтенов и парафинов, обводненность от 19 до 46%). Рекомендуется: обработка кислотой замедленного действия (с применением алюмохлорида), в порово-трещиноватых извест-

няках фаменского яруса - системы горизонтальных скважин. Остаточные геологические запасы по группе составляют 980 тыс.т. (0,36%).

В соответствии с накопленной информацией по применению рекомендуемых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях РБ, результатов опытно-промышленных работ по использованию различных МУН на месторождениях НГДУ "Аксаковнефть", на основании работ по прогнозированию МУН на объектах Башкортостана в НИИ "Нефтеотдача" (Н.Ш.Хайрединов, журнал "Нефтепромысловое дело", №5, 1994г, с.З) с учетом методов геологических аналогий и экспертных оценок был определен прирост извлекаемых запасов при условии широкомасштабного внедрения прогрессивных технологий интенсификации процесса нефтеизвлечения в практику нефтедобычи.

В результате применения прогнозируемых МУН прирост извлекаемых запасов составит:

в объектах с терригенными коллекторами по первой группе 5,6% или 116,8 тыс.т. нефти; по второй группе - 7,7%, т.е. 282,8 тыс.т.;

в объектах с карбонатными коллекторами по первой группе прирост извлекаемых запасов составит 4,4% или 35,6 тыс.т нефти, по второй группе -8,3% или 545,3 тыс.т нефти, по третьей группе - составит 7,8% или 13,6 тыс.т. нефти.

Экономический эффект от применения прогнозируемых МУН составит 493,4 млн. руб. чистой прибыли.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате выполненных исследований можно сделать следующие выводы:

1. Для определения масштабов применения МУН и приращения извлекаемых запасов произведено группирование объектов по геолого-физическим параметрам пластовых систем методом главных компонент. Выделены две группы объектов в терригенных и три группы объектов в карбонатных коллекторах. В группах нарастает геологическая неоднородность объектов, ухудшаются их коллекторские свойства, возрастает доля ТрИЗ.

2. Проведенный сравнительный анализ структуры запасов свидетельствует о неуклонном росте трудноизвлекаемых запасов по сравнению с "активными запасами". По начальным извлекаемым запасам соотношение

"активных запасов" и ТрИЗ равно 89,7% и 10,3% , по текущим запасам 51,8% и 48,2% соответственно. Среди ТрИЗ наблюдается рост запасов в карбонатных коллекторах.

3. В результате геолого-статистического моделирования процессов неф-теизвлечения выявлена зависимость между геолого-физическими и технологическими параметрами, характеризующими эффективность процесса разработки дифференцировано по группам объектов. Выполнен анализ эффективности применения МУН по видам воздействия. Технологический эффект за 1992-1998гг. составил 366,4 тыс.т. с экономической эффективностью 48,6 млн.руб.

4. Дифференцировано по выделенным группам рекомендованы комплексы технологий воздействия на остаточные геологические запасы, составляющие 45817 тыс.т в терригенных и 41921 тыс.т в карбонатных коллекторах.

5. По выделенным группам объектов спрогнозированы и рекомендованы комплексы технологий. Прогнозный прирост извлекаемых запасов по ним составил от 4,4 % до 8,3%, причём наибольший прирост запасов ожидается на объектах с карбонатными коллекторами.

6. Предложен (в соавторстве) и внедрен в производство «Способ разработки нефтяного месторождения» с применением биополимерного воздействия на остаточные запасы высокообводненных пластов, (патент № 97115201 от 30.07.98) и «Состав для увеличения нефтеотдачи пластов» по заявке № 97113863103(014650).

Материалы диссертации опубликованы в следующих работах:

1.Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях НГДУ "Аксаковнефть".// Материалы региональной конференции "Геология и полезные 'ископаемые Западного Урала". - Пермь.- 1997.- С.153-154.

2. Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Современное состояние разработки месторождений НГДУ "Аксаковнефть". // Материалы региональной конференции "Геология и полезные ископаемые Западного Урала". -Пермь.- 1997;-С. 155-156.

3. Мерзляков В.Ф., Носачев A.A. Опыт применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи в НГДУ "Аксаковнефть". // Сборник науч-

ных статей по материалам республиканской конференции "Современные проблемы естествознания на стыках наук". - Уфа,- 1998.- С. 48 - 50.

4. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Мерзляков В.Ф., Во-лочков Н.С., Носачев A.A., Шарафутдинов Р.Ф. Теоретическое обоснование параметров изотермического заводнения пластов. // Сборник научных трудов "Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов".- Уфа.-1996.-С. 169-172.

5. Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Состояние разработки и применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях НГДУ "Аксаковнефть".//Материалы III международной конференции по химии нефти, том II. - Томск.- 1997.- С. 16 - 18.

6. Мерзляков В.Ф., Носачев A.A., Андреев В.Е. Критериальный анализ применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях НГДУ "Аксаковнефть"У/Материалы международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России". - Уфа.- 1998.-С. 67.

7. Мерзляков В.Ф., Носачев A.A., Андреев В.Е. Характеристика и анализ выработки запасов по группам эксплуатационных объектов месторождений НГДУ "Аксаковнефть'7/ Материалы международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России",- Уфа.- 1998,-С.68.

8. Мерзляков В.Ф., Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Хайрединов Н.Ш. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений юго-запада Башкортостана.- М.: ВНИИОЭНГ,- 1998.-С. 152.

9. Андреев В.Е., Каримов P.M., Котенев Ю.А., Носачев A.A. Геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения по объектам разработки юго-запада Башкортостана. //Нефтепромысловое дело.- 1999.-№4. - С. 22

Х<

«

Лицензия №0175 от 10 июня 1996г.

'450077, Башкортостан, Уфа, ул.Ленина, 86, Башнигшнефтъ

Тираж 100 экз. Заказ №

Бесплатно

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Носачев, Александр Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ.

1.ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА.

ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ.

1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.

1.2.СТРАТИГРАФИЯ.

1.2.1 Пермская система.

1.2.2. Каменноугольная система.

1.2.3. Девонская система.

1.3 ТЕКТОНИКА.

1.3.1. Месторождения Южно-Татарского свода.

1.3.2. Месторождения юго- восточного склона Восточно-Европейской платформы.

1.4. НЕФТЕНОСНОСТЬ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ.1В

1.4.1. Особенности геологического строения и нефтеносности месторождений.

1.4.2. Характеристика геолого-физических и физико-химических свойств пластов.

2. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ.

2.1. ЦЕЛИ И МЕТОДЫ ГРУППИРОВАНИЯ И ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ.

2.2.ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОМ ГЛАВНЫХ КОМПОНЕНТ.

2.2.1. Группирование объектов разработки.

3.АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

3.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАПАСОВ.

3.2. АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ В ВЫДЕЛЕННЫХ ГРУППАХ ОБЪЕКТОВ.

4.ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1.ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОБЪЕКТОВ.

4.2 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.3. ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ.

5.ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.

5.1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

5.1.1. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Циклическое заводнение с изменением направления фильтрационных потоков.

5.1.2. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи.

5.1.3. Биологические методы увеличения нефтеотдачи.

5.2. АНАЛИЗ ПРИМЕНИМОСТИ РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ.

5.3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИРОСТА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ В ВЫДЕЛЕННЫХ ГРУППАХ ОБЪЕКТОВ ЗА СЧЕТ ШИРОКОМАСШТАБНОГО ПРИМЕНЕНИЯ МУН.

5.4 ПРОГНОЗ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИМЕНЕНИЯ РЕКОМЕНДУЕМЫХ МУН.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Прогноз применения методов увеличения нефтеотдачи по геолого-промысловым данным"

Современный этап развития нефтегазового комплекса Республики Башкортостан характеризуется устойчивой тенденцией к снижению уровней добычи нефти, увеличению обводненности продукции, ухудшению структуры извлекаемых запасов, росту энергозатрат в процессах нефтеизвлечения, обострению экологической обстановки в районах нефтегазодобычи. В сложившихся условиях, когда естественное падение добычи не компенсируется соответствующим приростом запасов за счет открытия новых месторождений, стабилизировать ситуацию можно путем увеличения степени извлечения нефти из недр за счет применения новейших технологий доразработки месторождений. Эффективность их использования в значительной мере определяется надежностью геолого-технологического обоснования и прогнозирования применения методов воздействия на пласты на поздней стадии разработки месторождений. Аналогичные проблемы актуальны и для месторождений юго-запада Башкортостана.

Месторождения рассматриваемого региона в тектоническом отношении располагаются в пределах таких структур первого порядка как ЮжноТатарский свод и юго-восточный склон Восточно-Европейской платформы. В пределах всей группы, состоящей из 16 месторождений, выделяются 69 эксплуатационных объекта, из которых 37 представлены терригенными отложениями, 32 - карбонатными, характеризующимися значительной вариацией геолого-физических и физико-химических параметров пластов и систем воздействия.

За время эксплуатации рассматриваемых объектов накоплен значительный опыт в реализации различных технологических решений в области разработки этих месторождений, в том числе и с применением гидродинамических, физико-химических, биогео-технологических и виброволновых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

В этой связи весьма актуальными являются систематизация и обобщение накопленного опыта по разработке нефтяных месторождений данного региона Башкортостана, геолого-технологическое обоснование стратегических направлений доизвлечения остаточной нефти с целью повышения эффективности выработки запасов за счет применения ресурсосберегающих процессов нефтедобычи. 3

Проблеме геолого-технологического обоснования и прогнозирования применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) посвящены многочисленные работы отечественных исследователей. Наиболее значительный вклад внесли: И.И. Абызбаев, Р.Х. Алмаев, В.Е. Андреев, К.Б. Аширов, Г.А. Бабалян, К.С. Баймухаметов, В.Е. Гавура, B.C. Голубев, А.Т. Горбунов, В.В. Девликамов, H.H. Лисовский, Е.В. Лозин, И.Л. Мархасин, М.Х. МусинВ.Ш. Мухаметшин, М.М. Саттаров, М.А. Токарев, Э.М. Халимов, Н.Ш. Хайрединов, Э.М. Юлбари-сов, P.M. Юсупов, Ю.К. Юферов и др.

Несмотря на большое количество выполненных исследований, проблема повышения нефтеотдачи пластов является актуальной и имеет важное народнохозяйственное значение.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Носачев, Александр Анатольевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований можно сделать следующие выводы:

1. Для определения масштабов применения МУН и приращения извлекаемых запасов произведено группирование объектов по геолого-физическим параметрам пластовых систем методом главных компонент. Выделены две группы объектов в терригенных и три группы объектов в карбонатных коллекторах. В группах нарастает геологическая неоднородность объектов, ухудшаются их коллекторские свойства, возрастает доля ТрИЗ.

2. Проведенный сравнительный анализ структуры запасов свидетельствует о неуклонном росте трудноизвлекаемых запасов по сравнению с "активными запасами". По начальным извлекаемым запасам соотношение "активных запасов" и ТрИЗ равно 89,7% и 10,3% , по текущим запасам 51,8% и 48,2% соответственно. Среди ТрИЗ наблюдается рост запасов в карбонатных коллекторах.

3. В результате геолого-статистического моделирования процессов неф-теизвлечения выявлена зависимость между геолого-физическими и технологическими параметрами, характеризующими эффективность процесса разработки дифференцировано по группам объектов. Выполнен анализ эффективности применения МУН по видам воздействия. Технологический эффект за 19921998гг. составил 366,4 тыс.т. с экономической эффективностью 48,6 млн.руб.

4. Дифференцировано по выделенным группам рекомендованы комплексы технологий воздействия на остаточные геологические запасы, составляющие 45817 тыс.т в терригенных и 41921 тыс.т в карбонатных коллекторах.

5. По выделенным группам объектов спрогнозированы и рекомендованы комплексы технологий. Прогнозный прирост извлекаемых запасов по ним составил от 4,4 % до 8,3%, причём наибольший прирост запасов ожидается на объектах с карбонатными коллекторами.

6. Предложен (в соавторстве) и внедрен в производство «Способ разработки нефтяного месторождения» с применением биополимерного воздействия на остаточные запасы высокообводненных пластов, (патент № 97115201 от 30.07.98) и «Состав для увеличения нефтеотдачи пластов» по заявке №97113863103 (014650).

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Носачев, Александр Анатольевич, Уфа

1. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 422с.

2. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. 4.1,2. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-1

3. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров K.M., Котенев Ю.А. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. Уфа: Гилем, 1997. 106 с.

4. Халимов Э.М., Юсупов P.M. "Опыт интенсивной разработки южной зоны пласта DI Шкаповского месторождения. Вопросы увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки нефтяных месторождений Башкирии" с. 80-85

5. Мусин М.Х., Юферов Ю.К. О строении коллекторов и залежей нефти продуктивных горизонтов терригенной толщи девона Белебей-Аксаковского района. Вопросы разработки нефтяных месторождений. Уфа. Уфа, 1961 г. С.85-89.

6. Мусин М.Х., Юферов Ю.К. О залежах нефти турнейского яруса и ста-линогорского горизонта Белебей-Аксаковской площади. Вопросы разработки нефтяных месторождений. Уфа 1961 г. с. 95-97.

7. Голубев B.C., Лисовский H.H., Адлер М.Г. и др. Типы девонских грабе-нообразных прогибов. Вопросы разработки нефтяных месторождений Башкирии. Уфа 1969 г. с. 26-32

8. Егорова Н.П. Особенности нефтей Башкирии и основные факторы влияющие на изменение их свойств. Геология и разработка нефтяных месторождений Башкирии. Уфа-1974 г. с.43-54.

9. Постников Д.В. Литологические типы пород-коллекторов терригенной толщи девона Западной Башкирии. Вопросы геологии и нефтеносности Башкирии. С 44-61.

10. Ю.Аксенов A.A., Надежкин А.Д. Характер распространения нефтеносности в девонских и каменноугольных отложениях Западной Башкирии. Вопросы геологии и нефтеносности Башкирии С. 141-159.

11. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Критерии в применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии. Ж-л "Нефтепромысловое дело", май 1994 г. С. 4-6.

12. Технико-экономическое обоснование применения методов увеличения нефтеотдачи для месторождений Республики Башкортостан НИИнефтеот-дача, Уфа 1993 г. С. 3-18.

13. Стандарт предприятия. Соляно-кислотная обработка призабойных зон скважин. НПО "Союзнефтеотдача" Уфа 1988 г.

14. Геологический отчет НГДУ "Аксаковнефть" за 1996г.

15. Отчет: "Анализ эффективности новых технологий регулирования разработки залежей нефти". Приютово 1994г.

16. Анализ разработки Сатаевского месторождения. 1983 г.

17. Проект доразработки Шкаповского нефтяного месторождения.

18. Уточненная технологическая схема разработки Раевского нефтяного месторождения. 1978 г.

19. Технологическая схема разработки Каменского нефтяного месторождения. 1978 г.

20. Уточненная технологическая схема разработки Балкановского нефтяного месторождения.

21. Технологическая схема разработки Орловского нефтяного месторождения.

22. Уточненный проект разработки Шкаповского нефтяного месторождения. 1978 г.

23. Проект разработки Белебеевского месторождения. 1978 г.

24. Показатели разработки месторождений НГДУ "Аксаковнефть".

25. Справочник применения химических реагентов для интенсификации добычи нефти Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. Москва "недра". 1991 г.

26. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Мерзляков В.Ф., Носа-чев A.A., Шарафутдинов Р.Ф. Теоретическое обоснование параметров изотермического заводнения пластов, /сборник ИПТЭР/, Уфа. 1997г., с.46-49

27. Баширов В.В., Карпов В.П., Федоров K.M. Парогазотермическая обработка призабойной зоны и пласта в целом. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:1987, т. 19, с.3-86.

28. Подсчет запасов нефти и газа Знаменского месторождения, Уфа, Баш-НИПИнефть, 1992 г./Баймухаметов К.С., Тайц М.И./ 6 книг и1 папка.

29. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. С.П.Максимов и др. М., "Недра", 1969,801 с.

30. Нефтяные и газовые месторождения: Справочник. Под редакцией С. П. Максимова. Книга первая. М.: Недра, 1987. 358 с.

31. Дикштейн Г.Х. и др. Нефтегазоносные провинции. М.,"Недра", 1977. 328с.

32. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е. В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана-Уфа: Баш. изд-во "Китап" 1994,-180с.

33. Мерзляков В.Ф., Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Хайрединов Н.Ш. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений юго-запада Башкортостана.- М.: ВНИИОЭНГ,- 1998. С. 52.

34. Исхаков H.A., Лозин Е.В., Гайнуллин К.Х., Барыкин И.В., Баймухаме-тов К.С., Юнусов М.А., Самойлов В.А., Лепина A.B.

35. Типовой гелого-геофизический разрез, Уфа, КИВЦ, 1998, 31с.

36. Отчет "БашНИПИнефть", "Анализ разработки и прогноз технологических показателей АНК "Башнефть", 1999.

37. Рахимкулов Р.Ш., Афридонов И.Ф., Попов A.M., Носачев A.A., Вали-ахметов Ф.М., Фаррахов Н.В. Увеличение продуктивности скважин за счет новой технологии их заканчиваю^.// Нефтяное хозяйство.-1992.- №4.-С. 22-25.

38. Рахимкулов Р.Ш., Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т., Попов A.M., Носачев A.A., Фаррахов Н.В. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пласта. // Нефтяное хозяйство.- 1996,- № 6,- С.Ю-13.

39. Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях НГДУ "Аксаковнефть".// Материалы региональной конференции "Геология и полезные ископаемые Западного Урала". Пермь.- 1997.- С.153-154.

40. Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Современное состояние разработки месторождений НГДУ "Аксаковнефть". // Материалы региональной конференции "Геология и полезные ископаемые Западного Урала". Пермь,- 1997. - С. 155-156.

41. Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Состояние разработки и применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях НГДУ "Аксаковнефть". // Материалы III международной конференции по химии нефти, том II. Томск,- 1997.- С. 16 - 18.

42. Андреев В.Е., Каримов P.M., Котенев Ю.А., Носачев A.A. Геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения по объектам разработки юго-запада Башкортостана. // "Нефтепромысловое дело".- 1999,- №4.

43. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений,-Уфа: Башкнигоиздат, 1987.-150с.

44. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.И. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991.-347с.

45. Галямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш., Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978.-278с.

46. Халимов Э.М., Леви Б.И. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984. - 272с.

47. Сургучев М.Л., Кеманов В.И., Гавура Н.В. и др. Извлечения нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. 230с.

48. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Любин Л.В. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1973. -192с.

49. Муслимов Р.Х., Гержа Л.Н. Оценка технологической эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефтяное хозяйство. -1994. №6. - с.20-23.

50. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисмутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти / Справочник. -М.: Недра, 1991.-384с.

51. Усманов М.Г., Глинский Б.И., Ованесов М.Г. Об особенностях выработки запасов нефти из многопластовых объектов. // Геология нефти и газа. 1973. Вып. 4.

52. Ованесов Г.П., Халимов Э.М., Ованесов М.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1973. 191с.

53. Геологический словарь. М.: Госгеоиздат, 1955. Т. 1,2.

54. Нефтепромысловая геология / Терминологический справочник. М.: Недра, 1983.-264с.

55. Словарь по геологии нефти. М.: Гостопиздат, 1962.

56. Геологический словарь. М.: Недра, 1978. Т. 1,2.172

57. Адлер М.Г., Яруллин К.С. Характеристика и распространение песчаных коллекторов девона Башкирии / Сб. Тектоника. Литология и нефтеносность Башкирии. ИГ БФАН СССР. Уфа, 1974. Вып. 28,- с.44-58.

58. Токарев М.А. Комплексный гелого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водрй. М.: Недра, 1990-266с.

59. Сафонов E.H., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997-245с.

60. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983-462с.

61. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И., Пономарев С.А. Технология повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1984-С.271