Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Пути совершенствования методики определения коэффициента извлечения нефти при подсчете запасов по месторождениям Узбекистана

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

Автореферат диссертации по теме "Пути совершенствования методики определения коэффициента извлечения нефти при подсчете запасов по месторождениям Узбекистана"

НАЦИОНАЛЬНАЯ КОРПОРАЦИЯ "УЗБЕКНЕФТЕГАЗ" НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ "НЕФТЕГАЗКАУКА" р ~ - 0д "УЗБЕКНИПИНЕОТЕГАЗ"

На правах рукописи ХДШГГОВ Одалжои Гафуровяч

ПУТИ СОВЕРЯЕНСТВОЗАШСЯ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТН ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ УЗБЕКИСТАНА

Специальность: 04.00.17 - "Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых, месторождений"

АВТОРЕОЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого - минералогических наук

Ташкент - 1998г.

Работа выполнена на кафедре "Геолс-.о-геофизические мет( поиски нефтяных и газовых месторождений" Ташкентского Г'осуда] твенного Технического Университета имени Абу Райхана Беруни

Научный руководитель: доктор геолого-кинералогических наук, профессор

З.С.Ибрагимов

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, член корр. АН РУз, профессор'

А.Г.Бабаев

кандидат геолого-ыинералогических наук Ю.Г. Педдер

Ведущее предприятие:

ГТП "Узбекгеофизика"

Защита диссертации состоится 28 мая 1998 г. 15.00 часов в заседании объединенного специализированного Совета Д 126.01.С при научно-производственном объединении "Нефтегазнаука", по адр су: г.Ташкент, ул. Т.Шевченко. 2. телефон 56-67-37

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке "УзбекНИПИнефтегаз".

Автореферат разослан апреля 1998 года.

Отзывы на автореферат можно направлять

по телефаксу 8(3712) 56-66-48 по телетайпу 116486 "НУР"

Ученый секретарь специализированного Совета, д.г-м.н..

профессор

Ю.И.Ирга

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность пгоблемм. В настоящее время более 66% нефтяных мес-ождений Узбекистана находится на поздней стадии разработки, и уве-ение степени выработанности запасов имеет объективный и необрати-характер. В этой ситуации все большую актуальность приобретает товерность начальных и текущих извлекаемых запасов нефти, от кото-во многом зависит эффективность применяемых систем разработки и ериенствование геолого-технических мероприятий.

Как показывает опыт, подтверэдаемость извлекаемых запасов нефти ■тороздений Узбекистана сравнительно невысока, особенно в залежах, уроненных к карбонатным коллекторам сложного строения. Это связано недостаточной обоскованкостьэ применяемых моделей при- оценке коэф-иента извлечения нефти, выражающейся в неполном учете геолого-фи-[еских условий. Поэтому создание геолого-статистических моделей ¡нки коэффициента конечной нефтеотдачи пластов, построенных на ocie комплексного влияния геолого-физичеекпх и технологических пара-'ров залежей, является актуальной задачей.

Цель работа. Создание более достоверных статистических методов яки коэффициента нефтеотдачи пластоз ка базе анализа причин изменю первоначально подсчитанных значений извлекаемых запасоз нефти и гановления степени влияния комплекса геолого-физических и техноло-юских параметров на процесс нефтеиззлечения.

Основные задачи.

1. Дифференциация запасов нефти категории A+B+Cj по вязкости &ти, значения коэффициента проницаемости и отношения объемов газо-\ части к объему всего пласта.

2. Уточнение извлекаемых запасов нефти по материалам истории зработки объектов.

3. Анализ причин изменения первоначально подсчитанных запасов 5ти.

4. Оценка доли влияние основных геолого-технологических парамет-з на значение текущей нефтеотдачи.

5. Разработка reoлого-статистических моделей для определения ко-фициента извлечения нефти из различных типов залежей.

Методы решения поставленных задач. Обобщение и систематизация окысловой информации о состоянии запасов нефти. Исследование степе-влияния геолого-промнслоБЫХ параметров ка значение коэффициента Фтеотдачи проведено одним из видов факторного анализа - методом азных компонент. При создании геолого-статистических моделей нефте-

- г -

извлечения использованы теоретические положения регрессионного ана. за. Исследования базируются на материалах подсчета запасов нефти ] тегории А+В+С, 117 объектов Узбекистана, из которых 83 находятся поздней стадии разработки. Использованы фондовые материалы ГАО "2 нефтегаздобыча". ПГО "Узбекгеофизика". "УзбекНИПИнефтегаз", "ИГ1 НИГМ" и других организаций, занимающихся изучением параметров плг тов. насыщающих флюидов, подсчетом запасов нефти и разработкой мес] рождений, а также результаты предшествующих работ. выполнен* У.А.Абдуазимовым. A.A. Абидовым. Н.X.Алимухамедовым, Э.М.Бегметовь Т.Л.Баб&глновым. А. К. Бахобовым.' В. И. Деревянно, ПЛ. Дусмухамедовь З.С.Ибрагимовым. Л.И.Калантаровым, И. М.Ыумлновкм. М. Р. Нурматозь С.А.Паком, А.Х.Рашидовым. U.M. Сидыковым, В.И.Соколовы;.!, и др. Пс тавлекные задачи решались на основе разработанных ранее методическ приемов дифференциации запасов нефти по различным геолого-физическ и технологическим принципам и с использованием математической стати тики и ЭВМ.

Научная новизна. Исследована достоверность оценок извлекаем запасов нефти месторождений Узбекистана впервые на базе всесторонно и комплексного подхода к разнотипных нефтяных залежей, располагающ в генетически различных нефтегазоносных регионах республики.

Проведена дифференциация извлекаемых запасов нефти по геол го-физическим критериям (проницаемость коллектора, вязкость пластов нефти, нефтяные оторочки) что, позволило установить количественн соотношение активных и трудноизвлекаемых запасов нефти.

Установлено относительное влияние геолого-промысловых параметр на извлечение нефти, выделены основных их типов (по вязкости пласт вой нефти, значения коэффициента проницаемости, величины нефтенас! ценной толщины, решила дренирования пласта и плотности сетки скв, кин).

Разработаны геолого-статистические модели нефтяных залехей целью оценки коэффициента их нефтеотдачи и выявлением корреляционш связи нефтеизвлечения от геолого-промысловых параметров (эффектизнг толщина пласта, коэффициент проницаемости, отношение эффективной то. щины пласта к общей, вязкость пластовой нефти, гидропроводность пла( та. плотность сетки скважин, а в подгазовых нефтяных объектах таю отношение объема газовой части ко всему объему пласта).

Разработана новая геолого-статистическая модель для подгазов! нефтяных объектов по оценки коэффициента нефтеотдачи учитывающие et отношение объемов нефтяных и газовых фаз.

Практическая ценность. Усовершенствованные геолого-статастичес-кке модели для нефтяных объектов и подгазовых залежей нефти в отличие от существующих, позволяют, на основе параметров определяемых начальной стадии разработки месторождений, достоверно установить значения коэффициента нефтеотдачи.

Результаты исследований диссертации могут быть использованы при обосновании коэффициента нефтеотдачи открываемых залежей нефти и уточнения извлекаемых запасов нефти длительно разрабатываемых объектов.

Предложенные геолого-статистические уравнения использовались при анализе разработки месторождений Северный Уртабулак, Восточный Таили и Восточный Хартум с целью уточнения извлекаемых запасов■нефти, а также при обоснование, коэффициента нефтеотдач"! месторождений "арх:он и Подрнфовый Кокдумалак, что позволило прирастить извлекаемые :апаси нефти на 2405 тыс.?.

Апробация. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на: научно-теоретической и технической конференции профессоров, преподавателей, аспирантов и научных работников, (ТашГ-ТУ. Таикент, 1994г. 1995г.); Республиканской научно-технической конференции "Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Узбекистана", ("УзбекЖПЯнефтегаз". Таикент, 1596г.); студенческой научно-теоретической и технической конференции (ТашГТУ, Ташкент, 1936Г. ).

Публикации. Основные положения опубликованы в восьми статьях.

Структура и объем. Диссертация состоит из введения, трех глаз, заключения и списка использованной литературы, включающего 127 наименований. Текст изложен на 125 странице, включает 18 рисунков и 35 таблиц.

Автор вкраяает глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук. профессору З.С.Ябрагимову и доктору геолого-минералогических наук.А.А.Абидову за практическую помощь при проведение исследований, за ценные замечания и советы в процессе написания диссертации, а такхе доктору технических наук А.X.Агзамову, кандидату геолого-минералогических наук, доценту К. X.Халисматову за содействие при подготовке работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ НЕФТЯНЫХ ОБЪЕКТОВ

Нефтяные объекты Узбекистана расположены в основном в трех pert онах: Ферганской впадине, Амударышской синеклизе и Сурхакдарьинскс мегасинклинали.

В строении Ферганской впадины участвуют кайнозойские, мезозойс кие и палеозойские отложения. Общая толщша осадочного покрова центральной части впадины составляет 10,0 - 12,0 км, в прибортово -2,4 - 4,0 км и более.

В разрезе неогена залежи нефти обнаружены в I, 1а, 16, БРС и КЮ пластах, в разрезе палеогена - в II-IX пластах ( II. III. IV представлены мелкозернистыми песчаниками и алевролитами. V, VI, VII, VIII, IX - карбонатными породами: известняками и доломитами). В разрезе меловых отлозкений выделяются XVIII, XIX, XX, XXI, XXII пласты, юрских -XXIII, XXIV. XXVIII, палеозойских - XXX пласт.

Характерная особенность распределения залежей углеводородов значительное нарастание газоносности вниз по разрезу. Если отложения неогена и палеогена в основном нефтеносные, а скопления свободного газа представлены в виде газоЕых иапок, то меловые, юрские и палеозойские преимущественно газовые и газоконденсатные.

Коллекторами продуктивных пластов мезозоя являются, как правило, песчаники с прослоями алевролитов.. Лишь некоторые горизонты верхнего и нижнего мела представлены известняками. Нефтеносность мезозойских и палеозойских отложений ограничена. Известные небольшие залехм нефти имеют непромышленное значение» притоки нефти из них кратковременные и нестабильные.

Нефти Ферганской впадины в основном легкие (775 - 890 кг/м3), малосернистые (0,1 - 0,5%), парафинистые (3,3 - 8,7%), высокосмолистые ( 14 - 40%). Вязкость пластовой нефти 0,5-6 мПа-с, начальная газонасыщенность до 100 - 150 м3/т.

Залезш нефти приурочены к узким асимметричным складкам, длина которых 10 -15 км, ширина не превыиает 2-3 км. углы падения 20 - 30° и более. Известные залегл! нефти и газа относятся в основном к пласто-во-сводовому типу.

Почти все месторождения многопластовые. Наибольшее число залежей открыто в разрезе Северо-Сохского, Икно-Аламьшикского, Андижанского и

лванташского месторождений. Залежи нефти характеризуются незначи-льной толщиной, малой разницей между начальным пластовым давлением давлением насыщения нефти газом.

Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область. Промышленные залежи фти и газа здесь встречены в юрских и меловых отложениях.

В разрезе меловых отложений выделено 7 проницаемых горизонтов X. X. XI, Х1а. XII, XIII. XIV) с залежами нефти и газа, приурочен-сс к терригеннкм коллекторам. Из них IX. X. XI. XIе являются чисто новыми, а XII, XIII и XIV газонефтянкми, нефтегазовыми и нефтяными, юдуктивные горизонты представлены мелко-, средне- и крупкозернисты-[ песчаникам! с прослоями гравелитоз и глин. В разрезе юрских отло-ший выделены XV, XVI горизонты, приуроченные к карбонатным коллек->рам и XVII. XVIII горизонты - к терригенным.

Залежи нефти приурочены к узким асимметричным, субмеридконалышм субширотным брахиантиклинальным складкам, длина которых составляет 6-26 км. ширина не превышает 6-7 км, углы падения - от 1 - 14° более. Залежи нефти и газа относятся в основном к пластово-сводово-! типу. Известно также значительное число пластово-саодоЕЫХ тектони-5ски экранированных типов залежей. Литологически экранированные 1спространены ограниченно.

Пористость колеблется от 2 до 33%. эффективная толщина пластов эллекторов 1,40 - 85м, проницаемость 0.01- 819 мкм2.

Отличительной геологической особенностью сурхандарьинской мега-ннклзшали является наличие мощного (5-8км), интенсивно смятого оса-очного чехла. сложенного мезо-кайнозойским комплексом отложений.

Нефтегазоносность области связана с юрскими, меловыми и палеоге-овыми отложениям!. В настоящее время-здесь открыто 11 различных по асштабам месторождений нефти и газа: 9 залежей - в палеогеновых от-ожениях, из них 6 нефтяных находятся з разработке.

За лежи нефти приурочены к I, II. III. IV, V. VI горизонтам пале-гена и залегают на глубинах 300-1500М.

Удельный вес нефти 936 - 982 кг/м3; вязкость 27 - 129 мПа-с; со-.ержание серы 2, 4 - 7,8%, асфальтенов - 0,37 - 9,8%. парафина - 2,4 -|,95%, смол - до 32,8%, акцизных смол 0 - 88%.

Залежи нефти приурочены к узким асимметричным складкам, длина юторых составляет 6.7-26 км, ширина не превышает 1,1- 4км. углы адения от 2 до 65° и более. Известные залежи нефти и газа в основном :водово-пластозого типа.

Продуктивные горизонты Сурхандарьинской мегасинклинали относятся

к порово-кавернозному.. порово-кавернозно-трещинному и порово-трещин ному типам коллекторов. Пористость колеблется от 5 до 15-30%. прони цаемость - от нескольких до 0.1-0,82мкмг. Коллекторы карбонатных фор маций представлены крепкими трещиноватыми доломитизированными. зеле новато-серыми. пористыми известняками с прослоями ангидритов.

Все месторождения многопластоЕые. Наибольшее число залежей отк рыто на Хаудаге, Ляльмикаре и Амударье.

В последние годы структура раззеданных запасов нефти существенна меняется в сторону увеличения доли запасов с ухудшенными геолого-физическими условиям!. Изменение структуры начальных запасов сопровождается снижением среднего проектного коэффициента нефтеотдачи.

В настоящее время запасы нефти принято разделять на активные I трудноизвлекаемые. К трудноизвлекаемым откосятся: высоковязкие нефт! (вязкость более 30 мПа-с); объектов подгазоЕые нефтяные оторочки (высота залежи менее 10м); из низкопроницаемых коллекторов (проницаемость менее 0,05 мкм2) и нефти смешанных объектов (высоковязкие. нефтяные оторочки в низкопроницаемых коллекторах).

По указанны:.! критериям проанализировано 117 объектов, запась нефти которых подсчитаны по категории А+В+С1. Результаты распределения этих объектов по структуре запасов показали, что 40 (34.2%) откосятся к категории с активными запасами нефти, а 77 (65,8%) - к труд-ноизвлекаемым, в том числе: 8(6,82) объектов с высоковязкой нефтью; 24 (20,5%) из подгазовых нефтяных оторочек; 31 (26,5%) с низкопроницаемых коллекторах; 14 (12,0%) высокозязких, нефтяных оторочек в низкопроницаемых коллекторах.

Объекты, приуроченные к карбонатным коллекторам, по структуре запасов распределяются следующие-образом: 29 (39,7%) с активными запасами; 44 (60,3%) трудноизвлекаемые. в том числе: 8 (10,9%) с высоковязкой нефтью: 12 (16.5%) подгазовых нефтяных оторочек; 14 (19,2%). с низкопроницаемыми коллекторами, . 10 (13,7%) - объектов высоковязких нефтяных оторочек в низкопроницаемых коллекторах.

Объекты, приуроченные г. террпгенным коллекторам, по структура запасов распределяются так: 11 (25,0%) с активными запасами нефти; 33 (75,03) трудноизвлекаемые. а то:: числе: 17 (33,24%) объектов в киз-копрошцаешх коллектора:;; 12 (27,3«) подгазовых нефтяных оторочек; с (9.1«) высоковязких нефтяных оторочек з низкопроницаемых коллекторах.

Установлено, что 71.1« остаточных извлекаемы?; запасов нефти приходится на дола объектов с активными запасами и 23,2^ - на дола с трудноизвлекаемыми, в том числе 4.9Я - с высоковязкими нефтями.

06% - на подгазовые нефтяные оторочки, 7,24% - с низкопроницаемыми >ллекторами, и 2,7% - на смешанные, связанные с высоковязкими нефтя-[. подгазовыми нефтяными оторочками в низкопрсницаемых коллекторах.

Остаточные извлекаемые запасы на объектах, приуроченных к карбо-шшм коллекторам, распределены следующим образом: активные запасы =фти - 79,0%, трудноизвлекаемые - 21,0%. в том числе высокоеязких зфтей - 5,7%, запасы в нефтяных оторочках - 10,7%, запасы в низкоп-зницаемых коллекторах - 2,6%, в смешанных, связанных с высоковязкими гфтями. подгазовьми нефтяными оторочками в низкопроницаемых коллек-эрах - 2. Ой. Остаточных извлекаемые запасы на объектах, приуроченных терригенным коллектора).!, делятся: активные - 22,74%, трудноизвлека-:ше - 78, 26%, в том числе в нефтяных оторочках - 34,9%, в низкопро-ицаемкх коллекторах - 39. 0%. в смещанных объектах - 3.36%.

Проведенные исследования подтверждают, что несмотря на увеличена остаточных балансовых запасов нефти остаточные извлекаемые умень-аются. Это связано с тем, что. начиная с 1990 г.. прирост осуцест-ляется на объектах с трудкоиззлекаеккми запасами, поэтому существуйте темпы отбора не компенсируются приростом извлекаемых запасов на :овых площадях. Аналогичная тенденция наблюдается и на объектах, при-роченных как к карбонатным, так и к терригенным коллектора;,!.

Таким образом, ухудшается структура запасов, при этом осложняет-:я процесс их извлечения, снижаются темпы добычи нефти, что требует ювышения эффективности действующи систем разработки.

В целях исследования подтверждаемое™ запасов нефти и выявления гричин их изменения проанализированы, превышение утзержденных запасов íe$TH категории A+B+Cj за 1976 - 1995гг. За рассматриваемый период по >2 объектам запасы пересчитаны з сторону увеличения. В результате выявлены следующие причины изменения первоначально утвержденных запа-:ов:

1. Геологические модели определения коэффициента нефтеотдачи базируются на данных поискозо-разведочных работ, неполностью учитывающих геолого-флзические условия залежей. Это обстоятельство обусловливает завышение или занижение коэффициента нефтеотдачи на ранней стадии изучения строения залежей.

Превышение извлекаемых запасов нефти относительно первоначально утвержденных на I+KKC, III - горизонтах месторождения Андижан: III, V + VI, VII - горизонтах месторождения Южный Аламыших, III, VIII горизонтах месторождения Хаджаабад, VIII горизонте месторождения Северный Сох, XV горизонте месторождения Западный Таплы и XIII горизонте мес-

торовдения -Восточный Ташлы достигнуто благодаря применению актив систем площадного заводнения, уплотнению сетки скважин, использова физико-химических методов воздействия, перепуска газа высокого дав ния и др.

г.' В меньшей степени на изменение запасов нефти влияет уточне подсчитанных параметров, полученных в добывающих скважинах в проце разработки. Данное явление отмечалось на XV НР+Р горизонте местор дения Северный Уртабулак, III горизонте месторождения Еосточньй X тум, I+II+III горизонтах месторождения Амударья; III горизонте мес рождения Хартум и III горизонте месторождения Бостон. На этих объ тах разбуривание позволило корректировать их геологическое строен» приращивать запасы по продуктивным горизонтам за счет изменения по, четных параметров.

Основной причиной изменения первоначально утвержденных запа( нефти являются: использование геологических моделей обоснования ко; фициента нефтеотдачи, не полностью ..учитывающих геолого-физические : ловия залежей и в меньшей степени - уточнение подсчетных параметро; процессе разработки.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ КОНЕЧНОГО КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Для определения конечного коэффициента нефтеотдачи на нефтя!-залежах Узбекистана применяются различные методы в зависимости полноты и качества исходной информации, стадии разработки месторозд ний, реализуемых систем разработки и способов воздействия на плас Эти методы можно разделить на три большие группы: 1) гидродинамиче кие; 2) экстраполяционные; 3) статистические.

Обычно определение коэффициента нефтеотдачи проводится в проце се подсчета запасов нефти, а исходной информацией служат данные ра ведки, результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, опы но-промышлённой разработки залета или ее участков. Таким образом, этот период практически исключается возможность использования экстр поляционных и гидродинамических методов.

В последние годы широко изучается влияние различных геолого-пр мксловых факторов на нефтеотдачу пластов по данным длительно разраб тываемых залежей. Особый интерес представляют исследования оценки к нечных коэффициентов нефтеотдачи с помощью многомерного корреляцио ного анализа, которые позволяет использовать получаемые статистике

модели для практического определения нефтеотдачи по данным геоло-'азведочных работ.

Методы многомерного регрессионного анализа на основе обобщения :та длительной разработки месторождений позволяют установить статическую связь коэффициента нефтеотдачи с большим числом факторов. ;ественно влияющих на полноту извлечения нефти. Имеется ряд статис-[еских моделей оценки значения этого коэффициента для различных )теносных районов.

Известно, что любые статистические зависимости справедливы лишь i условиях, аналогичных тем. при которых они получены. Поэтому при использовании необходимо, чтобы геологические и технологические сазатели исследуемых залежей соответствовали входным данным статис-^еских моделей. Лучшее совпадение расчетных коэффициентов извлече-я. определенных по статистическим зависимостям, наблюдается, когда едние значения всех расчетных параметров залежи и модели близки.

Анализ изменения запасов залежей, числившихся на балансе НК "Уз-кнефтегаз", за период с 1976 по 1995 г. показал, что в некоторых из х значения увеличивается по сравнению с первоначальной оценкой, пример: III горизонт месторождения Андижан (1976г.); III, V+VI и

I горизонты месторождения Южный Аламышик (1984г., 1990г.); III и

II горизонты месторождения Хаджаабад (1984г.); VIII горизонт место-ждения Северный Сох (1982г., 1990г.) и др.

Установлено, что изменение начальных извлекаемых запасов обусловлю в основном недостоверной оценкой коэффициента нефтеотдачи плас-IB на стадии подсчета запасов нефти, когда не все параметры, харак-¡ризующие геолого-физические условия залежей, известны, что предоп-гделяет использование различных методик.

При подсчете запасоз нефти месторождений Узбекистана в заЕПсимос-I от стадии их разработки широко применяются экстраполяционнке и гатистические методы. Необходимо отметить, что анализ подтверждае-зсти принятых значений коэффициента нефтеотдачи при подсчете извле-аемых запасов нефти на объектах Узбекистана не проводился, в связи с гии рассмотрение этого вопроса представляется актуальным.

В целях оценки подтверждаемое?!! значения коэффициента нефтеотда-л пластов, принятого при определении запасов нефти, нами на геоло-о-промысловых материалах длительно разрабатываемых объектов проведе-ы расчеты по характеристикам вытеснения нефти водой. Конечный коэф-ициент нефтеотдачи установлен только для объектов, находящихся в оздней стадии, на которых из-за длительной эксплуатации, истощенное-

ти извлекаемых запасов нефти и высокой обводненности добываемой пр дукции изменение в существующей системе не повлияет на показате разработки, т.е. по характеристикам вытеснения определяются реальн извлекаемые запасы нефти.

Для определения различий в темпах отбора нефти и величине коэ фициснта нефтеотдачи по выделенным группам объектов были проанализ: рованы отборы нефти за 1995 год. Результаты расчетов и анализа пою зали, что средний темп отбора нефти по 117 объектам НК "Узбекнефт< газ" составляет 2.711%, в то время как по 77 с трудноизвлекаемыми зг пасами - 0.578% .

Наиболее низкие темпы (0.188%) приходятся на долю 14 обьектов трудноизвлекаемыми запасами, связанных низкопроницаемыми коллектора? и нефтяными оторочками.

На 31 нефтяном объекте с низкопроницаемыми коллекторами темг отбора нефти равны 0.339%. более высокие значения (0,523%) достигаю'; ся на 24 объектах с нефтяными оторочками. На 8 объектах с высоковяг кими нефтями они достигает 1,327%.

Темпы отбора нефти по 40 объектам с активными запасами неф: составляют 3.61%. что в 19.2 раза больше, чем на подгазовых нефтяны оторочках в низкопроницаемых коллекторах. 10.6 раз - на объектах низкопроницаемыми коллекторами. 6.9 раз - на смешанных объектах низкопроницаемыми коллекторами и нефтяными оторочками. 2,72 раза -высоковязкими нефтями.

Среднее значение коэффициента нефтеотдачи, принятое при подсчет запасов нефти по 117 объектам, составляет 0,324. Для 40 объектов -активными запасами оно равно - 0.344, для 31 объекта с низкопроницае-иыми коллекторами - о.349. для 14 нефтяных оторочек с низкопроницаемыми коллекторг:.и - 0,259. для 8 объектов с высоковязкими нефтями -0.224. для 24 нефтяных оторочек - 0.442.

На 01.01.96г. достигнутое значение коэффициента извлечения не£ш по 117 объектам составляет 0,226, т.е. из начальных балансовых запасов нефти отобрано всего 22.6%.

Относительно наиболее выработаны запасы нефти на объектах с нефтяными оторочками (31,0%). Достаточно высоко значение текущей нефтеотдачи низкопроницаемыми коллекторами (29,2%) по нефтяным оторочкам с низкопроницасмыки коллекторами (14,0%) и по объекта!! с высоковязшс. нефтями (11, 455). Поэтому низкие темпы отбора нефти по этим группа:, можно связывать и с относительно высокой выработанностью их запасов.

Анализируя достигнутую нефтеотдачу и существующие темпы отбора

¡ефти !-'.о"."1о заключить, что в ближайшем будущем основная добыча будет юуществляться на месторождениях с активными запасами нефти. Текущий :оэффициент нефтеотдачи по данной группе объектов 16,2%.

Немалый резерв увеличения добычи нефти имеется такае и на обьек-■ах -в нефтяных оторочках- в низкопроницаемых коллекторах, в которых из ачальных балансовых запасов нефти извлечено всего 14%.

ГЛАВА 3. СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОГО КОЭОФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ. СООТВЕТСТВУЮЩИХ ГЕОЛОГО-ФНЗЛЧЕСКШ! УСЛОВИЯМ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УЗБЕКИСТАНА

Нефти из залежей извлекаются при непрерывном влиянии различных 'еолого-физических и технологических факторов. Они характеризуют при-'одные условия самих залежей, насыщающих их флюидоз. применяемых сис-■ем разработки и проявляются не изолированно, а в сложном взаимодейс-вии. Изучение их способствует не только установлению причин различай степени использования запасов нефти, но и решению главной задачи азработки залежей - достижению максимально возможного конечного ко-ффициента нефтеотдачи на основе реализации различных мероприятий, редусматривающих уменьшение их отрицательного влияния. Использование того математического аппарата позволяет оценить одновременное влия-ие нескольких параметров и определить связь нефтеотдачи с 'основными арактеристиками пласта и применяемыми системами разработки. Кроме того, методом регрессионного анализа реиается задача уменьшения ис-одного количества параметров путем отбрасывания малоинформативнпх ризнакоз и использования лишь существенных факторов. В свою очередь, етод главных компонент базируется на использовании факторного анали-а. Сущность его заключается в переходе от описания некоторого мно-естза изучаемых объектов с большим набором непосредственно измеряе-ых признаков к описанию меньшего числа максимально-информативных пе-еменных, называемы;-: Факторами. Для интерпретации результатов наблэ-ений исходные данные преобразуется методом главны:: компонент, что озволяет значительно сократить число принимаемых зо внимание случайна величин без существенной потери информации си изменчивости изучали:: объектов.

3 результате расчетов установлены 5 глазных компонент, суцест-епно влияющих па значение коэффициента нефтеотдачи, которые обьясня-т 81,16% общей дисперсии. Выявленные главные компоненты соответству-т свойствам Пластовы;': флюидов, значениям коэффициента проницаемости.

величине нефтенасыщенной толщины, режиму дренирования пласта и плотности сетки скважин.

Существенно на нефтеотдачу влияет также соотношение объемов нефтяной и газовой фаз. При этом отмечается, что с увеличением объема газовой фазы .проектная нефтеотдача снижается.

В связи с этим геолого-статистические модели для оценки конечной нефтеотдачи пластов необходимо создавать для залежей нефти, близких по геолого-физическим условиям. Поэтому нами они разделены на четыре группы: нефтяные залежи, приуроченные к терригенным коллекторам; под-газовые нефтяные - к терригенным: нефтяные - к карбонатным; подгазо-вые нефтяные - к карбонатным.

Для получения геолого-статистических моделей для оценки конечной нефтеотдачи пластов выделенных групп на основании исследований методом главных компонент нами выбраны'следующие геолого-промысловые факторы: эффективная толщина пласта - h: коэффициент проницаемости -к_Р; отношение эффективной толщины пласта к общей - h/H; вязкость пластовой нефти - jv гидропроводность пласта - kh/j^; плотность сетки скважин, а в подгазовых нефтяных объектах также отношение объема газовой части" ко всему объему пласта ( газовые + нефтяной) - Vr/Vn.

Геолого-промысловые параметры 26 нефтяных залежей, приуроченных к терригенным коллекторам, имеют следующие значения: h =1,8 + 38 м; Ьсред = 10.84 м; кпр = 0.020 + 0.393 мкм2; кпр.сред = 0,073 мкм2; h/H - 0,06 + 1.0;' h/Hepes = 0.522; р„ = 1.2 + 13,0 мПа-с; Рн.срсд " 4,293 мПа-с; knph/% = 0,02 + 0,38 мкм2. м/мПа-с: ^прЬ/^.сред - 0.389 мкмг-м/мПа-с; S - 1,4 + 41,4 ra/скв; Scpea = 12.1 га/скв.

Геолого-промысловые параметры 15 подгазовых нефтяных залежей, приуроченных к терригенным коллекторам, имеют следующие значения: h =0.5 + 54 м; Ьсред = 10.14 M: кпр = 0.020 * 0,780 мкм2; кПр-сред = 0,225 мкм2; h/H - 0.033 + 0.8; Ь/Нсред . 0.368; Мн - 0.35 + 9.34 мПа-с; ii„.Cpea = 2,153 мПа.с; knph//i„ = 0,02 + 10,75 мкм2-м/мПа-с; ^nph/Рн.сред - 2.117 мкм2• м/мПа- с: Vr/Vn = 0,945 + 0.183; Vr/vn.cp„ = 0.781 S = 2,088 + 60,66 га/скв; Scpefl = 6.12 га/скв.

Геолого-промысловые параметры-27- нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, имеют следующие значения: h - 1.4 + 38 м; Ьсред= 10.34 м: кпр = 0.040 + 0,819 мкм2; кпр.сред = 0,134 мкм2; h/H-0.022 + 0.95; h/Hcpei = 0.515; ji„= 0,7 * 129.0 мПа-с; ^.cpeS = 14.073 мПа-с; к^Ь/щ, = 0.04 + 1.669 ; knph/p„. сред « 0,258 мкм2 • м/мПа- с; S= 1,832 + 54,4 га/скв; Scpe„ = 15,297 га/скв.

Геолого-промысловые параметры 15 подгазовых нефтяных залежей, приуроченных к карбонатных коллекторам, имеют следующие значения: h -1,4 +85 м: ьсред » 13,69 м; k„p - о.обо + о,450 мкм2; кпр-сред =■ 0,300 мкм2; h/H - 0.047 + 1,0; Ь/Нсред . 0.300; р„= 1,17 + 5,28 мПа*с: Мя.сред = 2.539 мЛа-с; Knph/;i„ = 0.014 + 2.429 мкм2-м/мПа-с; knph/Мн.сред - °-659 мкм2• м/мПа-с: Vr/V„ - 0.121 * 0.97; Vr/Vn.cpea = 0,446; S - 2.55 + 63,66 га/скв; Scpejl - 14,559 га/скв.

В результате расчетов по программе многофакторного анализа на ЭВМ получены следующие уравнения регрессии:

а) для нефтяных залежей. приуроченных к терригенным коллекторам:

U - 0. 2704 + 0. 0014Î1 + 0.1528knp + 0. 0739h/H -0.0051Щ, + 0.0220knph/p„ - 0.0009S. (1)

коэффициент множественной корреляции - 0.767;

б) для подгазовых нефтяных объектов, приуроченных к терригенным коллектора!.!:

т\= 0,2615 + 0.0044h + 0.1583knp + 0.0700h/H - 0.0042p,,

+ 0, 0238кцрЬ/|1 - 0,0625Vr /V„ - 0. 0006S. (2)

коэффициент множественной корреляции - 0,818;

в) для нефтяных залежей." приуроченных к карбонатным коллекторам:

U = 0.2456 + 0.0026h + 0.1819knp.+ 0.0861h/H -0. 0010Я„ + 0, 0087knph/p„ - 0. 0009S. (3)

коэффициент множественной корреляции - 0.761;

г) для подгазовых нефтяных объектов, приуроченных к карбонатным коллекторам:

П = 0.2607 + 0.0051h + 0.2367Х„р + 0.1013кл- 0.0044/1,, + 0. 0087кпрЙ/^ - 0.0625Vr/Vn - 0. 0006S. (4)

коэффициент множественной корреляции 0,816.

Расчеты показываат, что оценка нефтеотдачи по полученным геолого-статистическим моделям дает приемлемые результаты, что позволяет рекомендовать их для. определения конечной нефтеотдачи вновь открываемых в Узбекистане залежей, приуроченных к терригенным коллекторам, на ранней стадии изученности. Однако при их использовании необходимо.

чтобы геологические и технологические параметры исследуемых залеке соответствовали входным данным статистических моделей.

О степени влияния рассмотренных геолого-промысловых факторов л конечную нефтеотдачу можно судить по полученным корреляционным урае нениям. Так как эффективная толщина пласта, коэффициент проницаемое ти. отношение эффективной толщины пласта к общей не могут быть изме нены, нами рассмотрены влияние на коэффициент нефтеотдачи вязкост пластовой нефти, плотности сетки скЕажин и отношение объемов газово части к объему всего пласта. В результате исследований установлено что на нефтяные залежи, приуроченных к карбонатным коллекторам, вяз кость нефти оказывает сильное влияние. При тех же величинах снижени. конечный коэффициент нефтеотдачи в карбонатных коллекторах увеличиза ется от 0,085 до 0,345, т.е. более чем на 4 раза. Такое большое раз' личпэ эффекта от снижения вязкости пластовой нефти объясняется прин ципиальными особенностями терригенных и карбонатных коллекторов. Известно. что емкостные и фильтрационные свойства терригенных коллекторов закладываются в основном уже на стадии осадкообразования, в т« время как для карбонатных коллекторах они возникают на стадии осадко-накодлекия к значительно изменяются постседиментацпонными процессам! выщелачивания пород, трещинообразованием, доломитизацией и перекристаллизацией известняков. Именно воздействием этих процессов обусловлены неоднородность структуры порового пространства и его неравномерное распределение в объеме горной породы в карбонатных коллекторах. Наибольший эффект от снижения вязкости пластовой нефти достигается е коллекторах с низкими фильтрациокно-емкосткыми свойствами, так как е них при обычных системах разработки остается более значительная частЕ запасов нефти по сравнению с терригенными коллекторами.

В отличие от чисто нефтяных в подгазовых нефтяных объектов снижение вязкости нефти влияет на конечную нефтеотдачу в терригенных и карбонатных коллекторах практически одинаково. При уменьшении ее от 50 до 2 «Па-с увеличение нефтеотдачи на подгазоЕых нефтяных объектах, приуроченных к терригенным коллекторам, составляет 55.3%, к карбонатным - 53.6%.

Интересные результаты получены при численных экспериментах по разрежению плотности сетки екзажин.

При изменении плотности сетки скважин от 2 до 50 га на скважину на всех объектах получены приблизительно одинаковые потери запасов нефти. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти з терригенных и карбонатных коллектора;«: снижается на 11.8% и 11.6% соответственно , а

подгазовых объектов в. терригенных и карбонатных коллекторах 7.155 .3% соответственно .

Небольшое влияние плотности сетки скважин на коэффициент нефтеот-и объясняется малыми пределами ее изменения. Этот вывод подтверж-тся результатами многих исследования, установивших заметное влия-: ее при более разрешенных сетках (выие 30-50 га/скв.).

Существенно влияет на нефтеотдачу соотношение объемов нефтяной и ювой фаз. Анализ структуры нефтяных оторочек газонефтяных и нефте-ювых залежей бывшего Союза показал четкую дифференциацию нефтеот-ш в зависимости от этой величины, которая в некоторой степени ха-стеризует сложность строения объектов. Отмечается, что с увеличени-объема газовой фазы нефтеотдача снижается.

Данное явление подтверждается и полученными геолого-статистичес-ли моделями оценки конечной нефтеотдачи пластов по уравнениям (2) и 1. При прочих равных условиях увеличение объема газовой фазы от 0,2 О,9.приводит к снижению конечной нефтеотдачи на подгазовых нефтя-к объектах в карбонатных и терригенных коллекторах на 11.8 и 11.22 этветственно.

Проведенные численные эксперименты показывают, что на основе печенных геолого-статистических моделей можно оценить не только знание конечной нефтеотдачи на ранней стадии изучения залежей, но и фект от применения методоз увеличения коэффициента извлечения нефти процессе разработки, основанных на снижении вязкости пластовой неф, увеличении плотности сетки скважин и регулировании соотношения зовой и нефтяной фаз.

3 А X Л Ю Ч Е Н И 2

1. Е результате дифференциации запасов нефти категории па 7 объектах установлено, что 34.2" из них относятся категории с ;тивнкм:: запаса-.!' и 65, 83 - к труднопзвлекаемым. из которых 20.5" 1-за леСольиоЗ эОЗеятивиоЛ иейтеяасицекноЯ толщины подгазезызе о-5ье::~ )з, 12, С,1 - из-за неоольсой эФФектигноП нефтенасьщенноЛ толзгсы и ¡зко."{ проницаемости г.оллекторез, -3.3^ - из-за высокой вязкести плас->воП нефти 'л 23. с.™ - из-за нкгкоЗ проницаемости.

2. Еизхал подтБсрждаемостъ ::оз?<5пцпс:-:та нефтеотдачи. принятого зл подсчете извлек?.?:":!! запасов объясняется нздостозерккм шберо:? зтодов обоснования, ко всегда соответствует:: геолого-еизпчеекпм ус-эвпян и технологически:--! показателя:; при разработке обьептоз.

3. Относительно более достоверные показатели проектной нефтео дачи достигнуты на объектах, приуроченных к терригенным коллектора Из 27 на 22 (85.2%) ожидается достижение принятого при подсчете зап сов коэффициента нефтеотдачи, в том числе на 5 - более чем на 1 (14,855). Такие результаты получены благодаря применению плотных сет скважин, различных систем зазоднения пластов, перепуска газа высоко; давления, методов интенсификации добычи нефти и др. На нефтяных зал! жах. приуроченных к карбонатным коллекторам, из 26 объектов, наход щкхся на поздней стадии разработки, на 14 (53.8%) ожидаемая нефтео-дача достигает уровня, а на 12 (46.2%) - меньше, принятой при подсч( те запасов. Низкие показатели на наш взгляд, связаны с разработк( ряда залежей в режиме истощения с относительно редкой плотностью се': ки скважин (на терригенных объектах). Неудовлетворительные результат по достижению принятой нефтеотдачи ожидаются на подгазовых объекта) При этом показатели на объектах, приуроченных к терригенным и карбс натным коллекторам, практически не отличаются.

4. Из геолого-промысловых параметров, влияющих на значение коэС фициента нефтеотдачи, на основе результатов расчетов по методу глан ных компонент выбраны наиболее существенные: вязкость пластовой нес! та, эффективная толщина, коэффициент проницаемости, соотношение фективной и общей толщины пласта, коэффициент гидропроводности, отнс шение газонасыщенного объема ко всему объему пласта и плотность сети скважин.

5. Полученные геолого-статистические модели для оценки конечно нефтеотдачи нефтяных к подгазовых залежей, приуроченных к терригенкк и карбонатным коллекторам, рекомендуется использовать для обосновали нефтеотдачи пластов на ранней стадии изученности месторождений, также для регулирования процесса разработки и определения эффекта о методов увеличения коэффициента нефтеотдачи, основанных на снижени вязкости пластовой нефти, увеличении плотности сетки скважин и изме нении соотношения газовой и нефтяной фаз.

Основные защищаете положения.

1. Результаты дифференциации начальных и остаточных извлекаемы запасов нефти по категории А+В+С4. позволяющие выделить объекты с по тенциальными резервами увеличения добычи нефти.

2. Относительное влияние основных геолого-технологических пара' метров на значение текущей нефтеотдачи пластов.

3. Усовершенствование геолого-статистических моделей для оценю коэффициента нефтеотдачи нефтяных и подгазовых залежей, приуроченньс

терригенным и карбонатным коллекторам, основанных только на пара-этрах, достоверно определяемых на начальной стадии разработки место-эадений.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Халисматов И.Х.. Садиков A.c. Хайитов О.Г. Уточнения запасов зфти месторождения Западный Крук и рекомендация по ее извлечению /Тез. докл. науч.- теорет. и техн. конф. профессоров, преподавате-ей. аспирантов и науч. работников.ТашГТУ.- Ташкент. 1994. С. 101.

2. Хайитов О.Г. О необходимости рассмотрения коэффициента нефте-тдачи пластов в качестве экономического показателя эффективности азработки месторождений // Научные проблемы социально - экономичес-ого, историко - философского и культурного развития республики Узбе-истан. Сб. науч. тр. ТашГТУ.- Ташкент. 1996. С.33-39.

3. Хайитов О.Г. О необходимости совершенствования методики обос-ования коэффициента нефтеотдачи пластов при подсчете запасов // Рес-убликанская научно- техническая конференция "Геология и разработка ефтяных и газовых месторождений Узбекистана". Тез. докл.- Ташкент. 995. С. 124-126.

4. Акрамов Б.Ш.. Муминов И. М.. Хайитов О.Г. Эрматов Н.Х. Анализ ффективности заводнения месторождения Западный Ташлы // Исследования ауч.-техн. достижений высшей школы. Сб. науч. тр. докторантов, аспи-антов. соискателей, науч. сотруд. ТашГТУ. - Ташкент. 1996. С. 30-31.

5. Акрамов Б.Ш., Хайитов О.Г., Махмудов H.H., Эрматов Н.Х. Анализ ехнологических показателей разработки месторождения Восточны! Таилы / Сб. науч. тр. ТашГТУ. Ташкент. 19S6. С. 34-36.

6. Хайитов О.Г., Иамарозиков К. Нефть бераолишлик коэффицнентига аъсир этувчи геологик - физикавий омиллар //Науч. - техн. конф. а'лГТУ. - Ташкент. 1996. С. 100-101.

7. Хайитов О.Г. Оценка конечной нефтеотдачи пластов методом мно-■офакторного регрессионного анализа // Узбекский геологический жур-;ал. Ташкент. 1997. N 1. С. 70-74.

8. Хайитов О.Г. О необходимости изучения структуры запасов для [остоверного прогноза добычи нефти // Актуальные вопросы в области 'ехннческих и фундаментальных наук. Межвузовский Сб. науч. тр. - Таш-;ент. 1997. С. 112-114.

МАЗМУННОМА

ХАЙИТОВ ОДИЛЖОН ГАФУРОВИЧ

" Узбекистондаги конлар захираларини хисоблаиида нефт бераолишлик коэффициентини аник^аш усулларики такомиллаштириш йуллари "

Диссертация ишининг максади дастлабки хисобланг микдордаги казиб олиниш имкониятидаги нефт захираларини узгариш сабабларини, катламнинг нефт бераолишл жараёнига геологик-физикавий ва технологик курсаткичл мажмуасининг таъсир этиш даражасини тахлили асосида не< бераолишлик коэффициентини. бахолашнинг нисбатан ишснч. статистик усулларини яратишдан иборат.

Диссертация иши Узбекистан Республикаси минтакасида 117 нефт уюмлари учун А+В+С1 тоифада хисобланг захираларининг ^олати хакидаги кон геологик маълумотлар риёзатнинг замонавий статистика услублари асоси, умумлаштириб бажарилган.

Утказилган тад^икотлар натижасида бсшлангич ва колд олинадиган нефт захираларини ^атлам утказувчанлиги, катл; нефтининг козушко^иги, самарадор нефтга туйинган катл; калинлиги, газ ва нефтга туйинган >;ажм нисбатлари асоси, таснифлаб ажратилиб, нефт олишни ошириш имкониятига 2 уюмлар ажратилган ва уларни ишлатиш юзасидан муаян режа таклифлар ишлаб чмк(илган.

Катламнинг жорий нефт бераолишлик коэффициенти нисбатан таъсир этувчи асосий геологик-физикавий технологик курсаткичлар ан и рангам.

Карбонат ва терриген коллекторларига тегишли нефт ва г ости нефт уюмлари учун факат конларни ишлашни бошланг боскичида ишончли аникланадиган курсаткичлар асосида не< бераолишлик коэффициентини бахоловчи геологик-статист моделлар такомиллаштирилган.

Тадкикот натижалари " Узб е;<н ефтгазказ и б ч и кз р и 1 бирлашмасига тегишли конларда нефт захиралари микдори аник; бахолашда ва " Уз б е кн ефтгаз ге ол о ги я " корхонаси карашли конлардан олинадиган нефт захираларини аникл< жараёнида фойдаланилди ва амалиётда кулланиши ¡сурсап берилди.

Annotation

HAITOV ODILJON GAFUROVICH

Improvement ways of design procedure for oil recovery ratio in calculation of reserves for fields of UzfesRister

Creation of more reliable statistic methods of oil recovery *atio analysis on the basis of change reasons analysing of prima-y estimated values for recoverable oil reserves and. defining Influence dergee of complex geology-physical and technological jarair.aters on oil recovery process Is the aim of this thesis: work.

This work is performed on the basis of oil reserves state analysis of 117 objects of the Republic of Uzbekistan for category A+B+C by generalization of geological materials vith modern »tatlctlc techniques.

Influence dergee of main geology-physical and technological )arameters on oil recovery value Is determined.

The differentiation of lnlntial and residual recoverable oil -eserves by permeabllllty. oil viscosity, effective oil saturated 'ormation thickness, gas saturated bed volumes - to oil saturated )ed volumes ratio is given In consequence of performed studies. :he pools are- distinguished whlsh are potential reserves of oil )roductlon increasing.

Geology-statistical models of recovery ratio analysis of oil md undur gas oil pools are improved on the basis of only rallah-Ly presented parameters In initial stage of development.

Investigation results are used in rr.ore for accurate definition of oil reserves of long developed pools for State Joint Stock Company "Uzbekneftegazdobutcha" and in recoverable oil reserves and analysis of fields for State Geological Enterprise 'Uzbekneftegazgeology".