Разработка статистических моделей для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти

Поплаухина, Татьяна Борисовна

Автореферат диссертации по теме "Разработка статистических моделей для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти"

На правах рукописи

Пошгаухина Татьяна Борисовна

РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (на примере территории Пермского края)

25.00.12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кавдидата технических наук

ООо^'----

Пермь 2009

003472862

Работа выполнена в Пермском государственном техническом университете

Научный руководитель: - доктор геолого-минералогических наук,

Галкин Сергей Владиславович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Силаев Валерий Аркадьевич

- кандидат технических наук Колесников Сергей Витальевич

Ведущее предприятие: - ООО «Пермская геолого-геофизическая

компания»

Защита состоится 24 июня 2009 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.188.03 при Пермском государственном техническом университете по адресу: 614990, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29, ауд. 423 б.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПГТУ.

Автореферат разослан 20 мая 2009 г.

хГ /

/ /

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор геолого-минералогических наук, профессор'

А.В. Растегаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В настоящее время в Пермском крае промышленная добыча нефти ведется более чем на 100 месторождениях, находящихся на разных стадиях разработки. Для большинства разрабатываемых залежей основная часть запасов нефти отобрана, что позволяет провести анализ их разработки и определить основные показатели, влияющие на выработку запасов. По этим данным представляется возможным построить статистические модели для оценки остаточных извлекаемых запасов.

При геолого-экономической оценке запасов нефти, в том числе по международным стандартам SPE и SEC, используется прогноз годового темпа падения добычи и действующего фонда скважин на длительный период разработки. Исследование и анализ темпов падения добычи позволяет статистически обоснованно прогнозировать годовые отборы нефти и остаточные запасы. Установление и исследование закономерностей выбытия фонда действующих скважин по залежам, находящимся на завершающих стадиях разработки, позволяет прогнозировать этот процесс для залежей, на которых выбытие фонда только начинается. Разработка статистических моделей оптимального соотношения добычи нефти и действующего фонда скважин позволяет вести экономически рентабельную разработку в течение длительного периода. При проектировании разработки новых месторождений знание закономерностей изменения остаточных запасов позволяет принимать обоснованные решения по оценке прогнозной добычи нефти.

Следует отметить что, научных исследований по установлению закономерностей изменения годовых темпов остаточных извлекаемых запасов и выбытия действующего фонда скважин по месторождениям Пермского края не проводилось. Диссертационная работа посвящена решению этих научных проблем, исключительно важных для рационального недропользования.

Целью исследований является научное обоснование оценки остаточных извлекаемых запасов нефти эксплуатационных объектов на основе установления закономерностей изменения годовых темпов падения добычи, а также разработки методики прогноза выбытия действующего фонда скважин от текущих показателей разработки. Данная проблема решается на основании анализа фактических показателей и условий разработки длительно разрабатываемых залежей Пермского края. Практической целью настоящих исследований является получение статистических зависимостей, позволяющих оперативно проводить оценку остаточных запасов нефти и расчет действующего фонда скважин.

Основные задачи исследований

1. Построение статистических моделей оценки запасов нефти при различных геолого-технологических условиях и стадиях разработки месторождений.

2. Разработка методики прогноза темпа выработки запасов нефти на основе выделения групп объектов разработки со сходными геолого-технологическими характеристиками.

3. Получение зависимостей изменения суммарного действующего фонда скважин от геолого-технологических условий и текущих показателей работы залежей на завершающих стадиях разработки.

4. Установление статистически обоснованной величины суммарного действующего фонда и оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин.

5. Обоснование величин остаточных извлекаемых запасов нефти на основе установления нижних пределов выбытия фонда скважин.

Исходные данные.

Для выполнения поставленных задач использован материал более чем по 400 объектам разработки Пермского края. Информационная база для анализа геолого-технологических характеристик и годовых показателей работы объектов за весь период разработки сформирована на основе ежегодных балансов запасов нефти и газа по месторождениям Пермского края, паспортов разработки месторождений, проектной документации на разработку месторождений, информационных баз данных ООО «ПермНИПИ-нефть». Результаты проанализированы и систематизированы с помощью статистических методов исследования.

Научная новизна.

1. Построены статистические модели оценки запасов нефти при различных геолого-технологических условиях и стадиях разработки месторождений. Установлен и статистически обоснован комплекс геолого-технологических показателей, в наибольшей степени оказывающих влияние на темпы изменения остаточных извлекаемых запасов нефти.

2. Впервые в зависимости от основных геолого-технологических характеристик, текущих показателей разработки и темпов падения добычи построены статистические модели выбытия действующего фонда скважин.

3. Впервые статистически обоснованы соотношения добывающих и нагнетательных скважин по стадиям разработки.

4. Разработана методика оценки остаточных извлекаемых запасов нефти на основе установления нижних пределов выбытия фонда скважин.

Защищаемые положения:

1. Методика оценки остаточных извлекаемых запасов нефти на основе построения статистических моделей, зависящих от темпов падения добычи, для различных геолого-технологических условий и стадий разработки.

2. Статистическая модель для прогноза действующего фонда скважин от добычи жидкости, нефти и темпов падения добычи в различных геолого-технологических условиях разработки.

3. Способ определения выбытия фонда скважин для различных геолого-технологических условий и задач, возникающих при разработке объектов нефтедобычи.

Практическая ценность работы.

На основе разработанных в диссертации положений более чем для 200 объектов разработки Пермского края проведено обоснование прогнозного темпа падения добычи и выбытия действующего фонда скважин на длительный период разработки. Разработанные статистические модели оценки остаточных запасов нефти позволяют планировать экономически рентабельный период разработки месторождений, осуществлять контроль проектных решений по выработке запасов нефти и выбытию фонда действующих скважин, иметь возможность оперативного планирования замены выбывающего фонда скважинами-дублерами, переводов скважин с других объектов и ликвидационных работ по фонду скважин.

Апробация работы.

Научные результаты диссертационной работы с 2004 г. используются ООО «ПермНИПИнефть» при проведении ежегодной геолого-экономической оценки запасов нефти по международным стандартам SPE и SEC, в том числе с 2006 г. по настоящее время с одобрения аудиторской компании «Miller&Lents.Ltd».

Основные положения диссертации докладывались на научно-технических конференциях: ООО «ПермНИПИнефть» (Пермь, 2002-06); ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005-07); «Основные направления развития научно-технического потенциала нефтегазового комплекса Пермского Прикамья» (г. Пермь, 2008); «Российской нефтегазовой технической конференции Общества Инженеров нефтяников (SPE)» (Москва, 2008), на ежегодных научно-технических конференциях Пермского государственного технического университета (Пермь, 2003-08).

Публикации.

Основные положения диссертации опубликованы в 11 научных статьях, в том числе в 5 работах, рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложена на 117 страницах машинописи, включая 92 рисунка и 33 таблицы. Список литературы состоит из 101 наименования.

Автор выражает благодарность научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук C.B. Галкину. Искреннюю признательность за консультации и поддержку в работе над диссертацией автор выражает H.A. Лядовой, А.И. Савичу, A.B. Распопову, Д.Ю. Крылову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Исследование соотношений остаточных запасов нефти, годовых темпов падения добычи и действующего фонда скважин» проведен анализ влияния различных геолого-промысловых факторов на величины остаточных запасов.

На величину извлекаемых запасов нефти в совокупности влияют характеристики пластов и насыщающих их флюидов, принятая система разработки с ее технологическими и техническими решениями, экономическая ситуация, определяющая предел рентабельной разработки. Помимо контроля величин остаточных запасов, показатели разработки также влияют друг на друга. Например, высокая скорость разбуривания объекта разработки приводит к увеличению темпа отбора нефти и жидкости, в дальнейшем к обводнению и отключению обводнившихся скважин. Это предопределяет необходимость комплексного подхода при решении задач оценки остаточных запасов нефти.

На величину и стоимость извлекаемых запасов при проведении геолого-экономической оценки запасов значительное влияние оказывают изменения годового темпа падения добычи нефти и действующего фонда скважин. Темп влияет на величину добычи нефти и экономическую эффективность разработки. Количество действующих скважин определяет размер эксплуатационных затрат и срок рентабельной разработки. Изучение зависимостей этих параметров позволяет обоснованно прогнозировать динамику изменения остаточных извлекаемых запасов по месторождениям Пермского края.

При статистическом анализе исследовались следующие геолого-физические характеристики объектов разработки: величины начальных геологических и извлекаемых запасов нефти; тектоническая принадлежность месторождений; проницаемость коллектора; вязкость нефти; система разработки, которая использована для деления объектов по технологическим признакам.

В процессе статистических исследований в диссертации также оценивалось влияние на темп падения добычи нефти и динамику фонда скважин площади нефтеносности, размера водонефтяной зоны, нефтенасы-щенной толщины, нефтенасыщенного объёма, глубины залегания, порис-

тости, коэффициентов песчанистости и расчлененности. Однако устойчивых закономерностей динамики темпа и выбытия фонда или группировки объектов от этих показателей в результате проведенного анализа не установлено [1,2].

Дня поиска статистических зависимостей оценки остаточных извлекаемых запасов нефти и оптимизации действующего фонда скважин проанализированы годовые показатели работы объектов на протяжении всего срока эксплуатации: порядковый год разработки; годовой отбор нефти и жидкости; текущая обводненность продукции; суммарный фонд скважин; фонд добывающих скважин; фонд нагнетательных скважин.

Для выполнения поставленных в работе задач использованы данные более чем по 400 объектам разработки Пермского края. Для выполнения анализа и проведения расчётов каждая из оценочных геолого-технологических характеристик переведена в систему расчётных цифровых категорий, которые позволили сгруппировать объекты в идентичные группы [8]. За единую систему рассмотрения годовых показателей разработки объектов принята процентная форма, при которой самая большая величина каждого показателя по объекту добычи принята за 100%, а остальные данные по годам рассчитаны относительно этого максимума.

Во второй главе «Разработка статистических моделей для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти» разработаны основные принципы построения моделей прогноза извлекаемых запасов нефти на разных стадиях разработки в зависимости от годовых темпов падения добычи. Определение темпа падения добычи нефти по длительно разрабатываемым объектам основано на изучении динамики годового снижения остаточных извлекаемых запасов нефти (ОИЗ) за весь период разработки объектов. По процентным значениям ОИЗ проведен статистический анализ, в результате которого получены экспоненциальные зависимости ОИЗ от порядковых лет разработки.

Для объектов, разрабатываемых относительно небольшим фондом скважин, предложен метод аналогий с длительно разрабатываемыми объектами, начальные геологические запасы нефти (НГЗ) которых не превышают 5 млн.т. Расчет фактического темпа падения добычи нефти (7) проведен по 122 объектам с периодом разработки более 15 лет, которые были разделены на группы с различными геолого-технологическими характеристиками. На рис.1 приведены экспоненциальные графики динамики процентных значений ОИЗ от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) за весь период разработки (п-годы) по объектам с НГЗ меньше 5 млн.т. В результате статистического анализа получена схема (рис.2), на которой в зависимости от геолого-технологических условий объекты разработки объединены в группы. На рис.2 приведены характеристики групп, количество объектов в каждой группе, коэффициент корреляции и темп падения добычи.

Гр. 1 0ИЗ=111.03ехр(-0.04п)1 Т-4.1%

III ¡¡¡Н!»::::::::::::.; ............................

•«."!'•............

84,-.?».

Л.;. '»<,.......................

К'1'

; - м.................

-0.57

О 10 20 30 « 50

Порядковые годы разработки

Гр.З ОИЗ=111.8ехр(-0.06п) г=-0.67 Т-5.5%

100

80

60

«

20

......

..ж! ^.............

.»; %..........

5 Х!!1!" . - Ч

• -Л ■■: ••••

...... .¡«V -V.........

. ■ .. ...................

0 10 20 30 40

Порядковые годы разработки

Рис.1 Динамика ОИЗ по группам 1 и 3 с НГЗ менее 5 млн.т

Объекты с НГЗ до 5 млн.т

122 объекта Р--0.57, Т-4.1%

г

Груши I

X

Груши 2 Груша?

Тип Терригенньщ Карбонатный

коллектора 65 объектов 57 объектов

г—-0.58, Т-5.1% Г--0.63. Т-3.4%

7 V

Способ разработки

Группа 3 Груши 6 Груша 10 Груша И

с ПОД без ПОД с ПОД без ПОД

38 объектов 27 объектов 31 объест 26 объектов

1=-0.7Е;Т-3.5%

И

Г{утта4 Груша 5 Группа 7 Группа 8 Проницаемость, мкм2 Гидропроводность, мкм^см/мПа'с

К*Ыц<15 22 объекта »=43.76,Т=3.7*/. 15 объектов к<од 9 объектов К>П,1 18 объектов

Рис. 2. Схема выбора темпа падения добычи по объектам с начальными геологическими запасами менее 5 млн.тонн

Для объектов начальной стадии разработки, работающих менее 5 лет, выбор темпов падения добычи нефти затруднен, так как отсутствует период стабильного снижения добычи нефти. В этом случае принцип определения темпа заключается в экстраполяции фактического среднего дебита на 1 добывающую скважину. Для этого проведены статистические расчеты по объектам, на которых существовало относительно стабильное снижение дебита на 1 добывающую скважину на начальной стадии разработки при общем увеличении фонда скважин и росте годовой добычи нефти в целом по залежи. Все объекты объединены в группы по геолого-технологическим характеристикам для выбора объектов-аналогов (табл.1).

Таблица 1

Темпы падения добычи нефти, рассчитанные по дебитам скважин за начальный период разработки

Тип коллектора Способ разработки Вязкость (ц), мПа*с Проницаемость (К), мкм2 Гидропроводность (К*Ь/ц), мкм2*см/мПа*с Количество объектов Темп падения добычи нефти, %

без учета без учета без учета 74 13,4

терригенный без учета без учета 40 14,1

сППД без учета 34 14,2

ц <4.0 18 14,6

ц>4.0 16 13,7

К *Ы\1 < 15.0 6 11,9

К*Ь/ц> 15.0 10 14,8

без ППД без учета 6 14,0

карбонатный без учета без учета 34 12,6

с ППД без учета 26 10,5

ц <4.0 11 12,2

ц>4.0 15 11,6

без ППД без учета 8 15,1

Для выбора темпа по конкретному объекту на начальной стадии разработки определяется группа с аналогичными геолого-технологическими характеристиками и соответствующим расчетным темпом падения добычи нефти. Это позволяет определить прогнозный темп по новым объектам и по неразрабатываемым участкам залежей.

В Пермском крае растет количество объектов разработки с высокой выработкой запасов. В связи с этим, для длительно работающих на завершающей стадии объектов рассчитаны среднегодовые темпы падения добычи по фактической динамике остаточных извлекаемых запасов нефти [3,7]. В анализе участвовали 63 объекта со степенью извлечения запасов более 70% и высокой обводненностью продукции (более 50%). Расчет

темпа падения проведен от момента снижения ОИЗ до 30% от НИЗ. Динамика изменения ОИЗ на завершающей стадии разработки по годам приведена на рис.3. Схема выбора темпа падения добычи нефти при различных геолого-технологических характеристиках объектов завершающей стадии приведена на рис.4.

Рис.3. Динамика ОИЗ для объектов завершающей стадии разработки

Объекты завершающей стадии разработки

(расчет Т по динамике ОИЗ) _63 объектов г^-0.79, Т=б.5%_

У Группа 1 *

Tint Группа 2 Группа 5

Террнгеннын Карбонатный

коллектора 39 объектов 24 объекта

г=-0.7й, Т-6.1% г=-0.89, Т=10.б%

^— * z ï

Способ разработки ГрутшаЗ Группа 4 Группа 6 Группа 7

с ППД 35 объектов без ППД 4 объекта с ППД 21 объект I=-0B6,T»7j6!< бе г ПОД 3 объекта

Рис.4. Схема выбора темпа падения добычи по объектам завершающей стадии разработки

В третьей главе «Построение статистических моделей для оценки выбытия фонда скважин» исследованы закономерности выбытия фонда действующих скважин от показателей разработки, темпа падения добычи нефти, определены фактические соотношения добывающих и нагнетательных скважин по стадиям разработки, обоснованы нижние пределы выбытия фонда скважин для различных геолого-технологических условий.

Анализ выполнялся по объектам, находящимся на третьей и четвертой стадиях разработки, со сроком разработки более 20 лет, для которых после достижения максимального фонда временной ряд продолжался 5 и более лет. Выполненный анализ показал, что к 20-му году разработки фонд скважин по большинству объектов достигает своего максимального значения и далее начинает уменьшаться с разной по времени скоростью [9].

Выполненные исследования показали, что условию введения 20-летнего предела по сроку разработки соответствуют 157 объектов разработки Пермского края. Рассмотрение годовых показателей разработки ограничивалось периодом от достижения максимального фонда до настоящего времени или прекращения добычи, при этом исследовался весь массив данных без деления на группы. Результаты расчетов представлены в таблице 2.

Таблица 2

Корреляционная матрица геолого-технологических показателей __ объектов разработки Пермского края__

ОГЗ ОИЗ ДН ДЖ Ш ФД ФН СФ

ОГЗ 1.00 0.77 0.13 0.23 0.08 0.21 0.19 0.25

ОИЗ 1.00 0.51 0.27 -0.28 0.20 0.26 0.21

ДН 1.00 0.82 -0.17 0.50 0.42 0.53

ДЖ 1.00 0.18 0.62 0.51 0.65

ж 1.00 0.26 0.09 0.25

ФД 1.00 0.45 0.96

ФН 1.00 0.64

СФ 1.00

В табл.2 приведены значения коэффициентов корреляции для следующих геолого-технологических показателей: остаточных геологических ОГЗ и извлекаемых запасов ОИЗ, годовой добычи нефти ДН, добычи жидкости ДЖ, обводненности продукции }У, годового количества действующих скважин на объектах разработки (добывающий ФД, нагнетательный ФН и суммарный СФ фонд). Из табл.2 видно, что остаточные запасы ОГЗ и ОИЗ связаны с величинами СФ (г=0,25 и г=0,21). Тесно связаны с СФ показатели ДЖ и ДН (г=0.65 и г=0.53), а также обводненность продукции IV (1=0,25).

С целью учета комплекса показателей при прогнозе суммарного фонда в диссертации использован метод множественной корреляции. В качестве

аргументов использованы показатели разработки ДН, ДЖ, ОГЗ, ОИЗ и \У. Уравнение множественной регрессии имеет следующий вид: СФ= 1,8+0,04152ДЖ+0,0000230ИЗ-0,0016Ш при г=0,67. Анализ данной зависимости показывает, что максимальный вклад в прогноз СФ вносит показатель ДЖ. Для установления суммарного фонда предлагается использовать следующие зависимости: СФ = 31.1 + 28.691%ДЩ СФ = 11.9 + 37.311 %ДЖ.

Для оценки «работоспособности» построенных моделей с помощью кластерного анализа проведена классификация объектов разработки. Это позволило установить, что основными критериями разделения всей совокупности объектов на классы являются величины начальных геологических запасов нефти НГЗ, тип коллектора и система разработки. В пределах каждой из выделенных 15-и кластерных групп выполнена статистическая оценка влияния комплекса геолого-технологических показателей на суммарный фонд скважин. Установленные статистические зависимости приведены в диссертации. В ряде случаев объема данных было недостаточно для их использования при решении практических задач. Поэтому классы были группированы. Схема группирования приведена на рис.4. Пример расчета зависимости суммарного фонда оТ добычи нефти и жидкости в процентном выражении по группам 3.1, 3,2, 4 приведен на рис.5. По остальным группам корреляционные поля и описывающие их зависимости приведены в диссертации.

Рис. 4. Схема деления объектов разработки на группы по НГЗ и геолого-технологическим условиям разработки

Группа 3.1 с НГЗ от 5до10 млп.т СФ = 2б.1+33.55*^ДН г=0.77

ро «о л ' о .«со аеи «» ©о, _а <

......—»V 'о

г? .и

« §

г

I

СФ = 16.6+34.7* ^ ДЖ 1=0.71

* О 6 « о о

Группа 3.2 с НГЗ от 10 до 25 млн.т СФ =44.4+25.19* 1гДН 1=0.66

г

С?

СФ = В.3+43.55* ДЖ 1-0.78

в ^ъбь О О

-ю 10 30 50 70 90 -10 10 30 50 70 90

Группа 4 с НГЗ более 25 млн.т

СФ = 31.2+35.35* ^ДН г=0.72 СФ =-9.7+52.97* ^ДЖ 1=0.79

....... .

о •в-

£ г

о

-10 10 30 .50 70 РО -10 10 20 50 70 90 Добыча нефти,% Добыча жидкости,%

Рис.5. Графики зависимости суммарного фонда от добычи нефти и жидкости в процентном выражении

На основе выполненного анализа построены статистические зависимости, позволяющие оценить выбытие суммарного фонда скважин. Ряд построенных статистических зависимостей представлен в табл.3.

Таблица 3

Статистические зависимости для расчета суммарного действующего фонда скважин

Группа Геолого-технологические условия разработки Кол-во объектов п Уравнение регрессии коэф-т корреляции г

1 Все объекты 157 СФ=31.1+28.7 ^(ДН) 0.53

СФ=11.9+37.3 ВДЖ) 0.65

2 НГЗ<5 млн.т 65 СФ = 42.4 +0.50 ДН 0.54

СФ = 37.8 + 0.56 ДЖ 0.59

2.1 НГЗ< 5 млн.т с ППД 41 СФ = 47.4 +0.53 ДН 0.57

СФ = 41.9 +0.55 ДЖ 0.60

СФ = 31.7+0.58 ФН 0.73

2.2 НГЗ< 5 млн.т без ППД 24 СФ = 34.4 +0.45 ДН 0.47

СФ = 33.8 +0.45 ДЖ 0.48

СФ=8.4+38.23 1е(ДЖ) 0.62

2.3 НГЗ<5 млн.т с фондом от 1 до 10 скважин 30 СФ=28.6+19.63 1в(ДН) 0.53

СФ=21.4+23.47 ЩЖ) 0.45

2.4 НГЗ<5 млн.т с фондом от 10 до 20 скважин 15 СФ=12.5+35.39 ^СЦН) 0.49

СФ=12.3+33.46 1й(ДЖ) 0.51

2.5 НГЗ<5 млн.т с фондом более 20 скважин 20 СФ=25.7+32.21 ^(ДН) 0.67

СФ=4.6+42.61 ЫДЖ) 0.73

3 НГЗ от 5 до 25 млп.т 70 СФ=32.2+31.33 ВДН) 0.71

СФ=15.8+36.93 ^(ДЖ) 0.74

3.1 НГЗ от 5 до 10 млн.т 36 СФ=26.1+33.55 1й(ДН) 0.77

СФ=16.6+34.70 1ьЧДЖ) 0.71

3.2 НГЗ от 10 до 25 млн.т 34 СФ=44.4+25.19 ^(ДН) 0.66

СФ=8.3+43.55 1й(ДЖ) 0.78

3.3 НГЗ от 5 до 25 млн.т с ППД карбонатный коллектор 34 СФ=43.8+25.38 ВДН) 0.69

СФ=24.8+34.87 ^(ДЖ) 0.67

3.4 НГЗ от 5 до 25 млн.т с ППД терригенный коллектор 26 СФ=32.5+33.07 ^(ДН) 0.61

СФ=-10.5+52.13 ^(ДЖ) 0.66

СФ = 31.7+0.65 ФН 0.75

4 НГЗ>25 млн.т 22 СФ=31.2+35.35 1в(ДН) 0.72

СФ=-9.7+52.97 ^(ДЖ) 0.79

СФ = 21.9 +0.79 ФН 0.84

ФН= 16.9+0.74 ДЖ 0.70

Для различных величин НГЗ и литологии пород на основе суммарного фонда действующих скважин определено соотношение добывающих и нагнетательных скважин (табл.4).

Таблица 4

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин для различных групп объектов разработки

Период эксплуатации, лет Группы объектов

ЯГЗ<5млн.т НГЗ от 5 до 25 млн.т НГЗ>25 млн.т

карбонатный терригенный

Группа 2.1 Группа 3.3 Группа 3.4 Группа 4

менее 10 3,8 7Д 6,5 5,8

от 11 до 20 4,5 5,7 6,6 4Д

от 21 доЗО 4,9 5,6 6,0 4,6

от 31 до 40 4,0 6,2 5,7 4,6

более 40 Нет 3,7 3,7 4,6

весь период 4,5 6,0 6,2 4,6

На мелких объектах с НГЗ<5 млн.т в основном применяется очаговое заводнение, проектное соотношение добывающих и нагнетательных скважин при котором составляет около 5. Из табл.4 видно, что фактическое отношение здесь несколько меньше 4,5. На средних и крупных объектах, применялись обращенная семиточечная система площадного заводнения (соотношение равно 2), а также рядная блоковая система с отношением 3. Необходимо отметить, что фактическое соотношение значительно меньше, чем предусматривалось проектами разработки. Даже в период максимальной разбуренности месторождений (11-20 лет) и в период функционирования системы поддержания пластового давления в полном проектном объеме (21-30 лет) отношение значительно больше, т.е. на 4-6 добывающих скважин приходится одна нагнетательная скважина. На поздних эпатах разработки (более 40 лет) система воздействия приобретает очаговый характер, показатель снижеется до 3,7-4,6. Для группы НГЗ от 5 до 25 млн. т между карбонатными и терригенными коллекторами значительной разницы в соотношении добывающих и нагнетательных скважин не установлено.

Для определения количества действующих добывающих и нагнетательных скважин построены зависимости изменения фонда от следующих показателей: добыча нефти, добыча жидкости, обводненность, накопленный водонефтяной фактор, остаточные геологические и извлекаемые запасы, суммарный действующий фонд. Анализ фактического материала показал наличие «тесных» связей (г>0,70) между суммарным

фондом и количеством добывающих и нагнетательных скважин в группах 2.1, 3.4, 4. Уравнения регрессии и коэффициент корреляции для соответствующих групп приведены в таблице 3.

При геолого-экономической оценке запасов нефти для прогноза выбытия фонда скважин на длительный срок (75 лет) применяется зависимость темпа выбытия фонда скважин и темпа годового падения добычи (МЕЯАК РЕЕР БсЫитЪе^ег, 2001, Гришин Ф.А,1993), при которой годовой темп выбытия фонда (Тф0Ида) скважин равен половине темпа падения добычи нефти (Т„ефтц). Обоснованность применения данного отношения для основных групп объектов разработки была оценена на основе построенных уравнений регрессии выбытия фонда скважин от добычи нефти. Примеры выбытия фонда скважин, вычисленные по построенным уравнениям и по формулам пропорций темпов падения добычи приведены на рис.6.

Рис.6. Выбытие фонда скважин в зависимости от добычи нефти и темпа падения добычи по группам 3 и 4.

Анализ графика показывает, что статистические зависимости фонда скважин от добычи нефти могут быть описаны через формулы темпов падения добычи вида Тф0„д=Тнефть/п, где знаменатель п - есть кратность темпов. Так статистическая зависимость для объектов с НГЗ>25 млн. т (группа 4) близка к кратности темпов п равной 5. Зависимость для объектов с НГЗ<25 млн. т (группа 3) хорошо сопоставима с кратностью темпов и=4. В диссертации приведена зависимость для всех объектов без деления по НГЗ (группа 1), кратность темпов п=3.

При проектировании разработки нефтяных месторождений и геолого-экономической оценке запасов нефти необходимо выполнить обоснование минимального предела выбытия фонда скважин [5]. Для этого проанализированы значения конечного числа скважин на объектах, выработка по которым превышает 80% от НИЗ нефти. Фонд скважин по этим объектам снизился до минимальной величины и остается на этом уровне 3-5 и более лет, что позволяет рассматривать достигнутый уровень фонда как стабильно минимальный. Таким условиям соответствует 31 объект разработки, в их числе присутствуют объекты с НГЗ от 5 млн.т до 25 млн.т и более. При анализе за предел выбытия фонда принят процент минимального выбытия фонда, рассчитанный как отношение фактического стабильного минимального фонда к максимальному фонду скважин на объекте. Его среднее значение по 31 объекту составило 30%, при диапазоне варьирования от 3 до 55%.

Для объектов с НГЗ<5 млн.т и соответственно с небольшим максимальным фондом также определена нижняя граница выбытия фонда. Среднее минимальное выбытие фонда скважин по проанализированным 65 объектам здесь составило 50% от максимального фонда. Таким образом, в результате статистического анализа установлены минимальные пределы выбытия фонда скважин для объектов с НГЗ>5 млн.т - 30% от величины максимального фонда, для объектов с НГЗ<5 млн.т - 50%.

В четвертой главе «Разработка методики расчета выбытия фонда скважин» приведены алгоритмы расчета фонда по статистическим формулам и по темпу выбытия скважин. Для расчета выбытия суммарного фонда скважин разработана методика [9], представляющая последовательность следующих действий:

1. На основании геолого-технологических характеристик объекта разработки по таблице 3 определяется группа, к которой относится тот или иной объект разработки.

2. Выбирается зависимость для вычисления суммарного фонда скважин по наибольшему значению г и количеству объектов в группе.

3. Производится расчет процента выбытия фонда скважин.

4. Рассчитывается процент фонда от максимального количества скважин на данном объекте разработки.

5. Определяется количество скважин на расчетный год.

6. Определяется минимальный предел выбытия фонда скважин.

При отсутствии ряда данных для расчета по статистическим зависимостям производится расчет фонда скважин по темпу падения добычи. Алгоритм расчета следующий:

1. По величине НГЗ, определяется коэффициент кратности для темпов выбытия скважин (если НГЗ<25 млн.т, то п = 4, если НГЗ>25 млн.т п = 5).

2. По НГЗ и максимальному фонду определяется нижний предел выбытия фонда скважин.

3. Суммарный фонд уменьшается ежегодно с темпом падения, определенным п. 1 до величины, определенной п.2.

Процесс расчета дня определения динамики фонда скважин довольно трудоемок, поэтому автором в соавторстве с Крыловым Д.Ю. создана программа для ПК "FOND PROGNOZ" в приложении MS Excel (Visual Basic Application). В программе заложены возможности расчета фонда скважин по статистическим зависимостям и по темпу выбытия скважин [12].

Апробация полученных результатов проведена по 24 действующим объектам разработки ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». В диссертации приведены графики суммарных действующих фондов скважин, рассчитанных по статистическим формулам на основе фактической добычи нефти или жидкости в сравнении с фактическим фондом, начиная с момента достижения его максимального значения. Сопоставление динамики фактического суммарного фонда скважин с фондом, определенным по статистическим моделям, показало высокую сходимость (г>0,90), что служит основанием для применения предлагаемых методов расчета фонда скважин.

В пятой главе «Использование методики расчета выбытия фонда скважин для оценки остаточных запасов нефти» обосновано применение полученных зависимостей фонда при проведении геолого-экономической оценки запасов нефти и оперативного анализа состояния разработки.

Пример оценки остаточных запасов с учетом прогнозного выбытия фонда скважин приведен на рис.7, 8 по объекту Тл Шумовского месторождения. Исходные данные для расчета следующие: максимальный фонд 46 скважин, годовой темп падения добычи - 7,2%. В первом варианте рассмотрим выбытие фонда с кратностью темпов равной 2, до минимальной величины 50% (23 скважины). Во втором варианте кратность темпов равна 3, конечная величина фонда 30% (14 скважин). На рис.7 показано, что при кратности темпов равном 2, выбытие фонда идет с темпом 3,6%, по второму варианту выбытие идет с темпом 2,4%.

На рис.8 приведены результаты расчетов остаточных экономически рентабельных извлекаемых запасов полученных по двум рассмотренным вариантам. Анализ показывает, что при кратности темпов равном 3 и выбытии до 30% от максимального фонда скважин величина экономических запасов выше на 15%, срок рентабельной разработки увеличился на 8 лет. С учетом этого, при прогнозной оценке остаточных запасов второй вариант является экономически более предпочтительным.

50 45 40 35 30

■1 25

20

15

5 0

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070

год

—•— Фонд фактический -«-«Фонд расчетный при кратности темпа 2 -Фона расчетный при кратности темпа 3

Ч-

—-

1

Рис.7. Прогнозное выбытие фонда скважин для вариантов с различной кратностью темпов по объекту Тл Шумовского месторождения

Рис.8. Сопоставление извлекаемых запасов для вариантов с различной кратностью темпов по объекту Тл Шумовского месторождения

Оперативный контроль соответствия добычи нефти и действующего фонда скважин на объекте разработки с помощью разработанных методик позволяет вести добычу оптимальным количеством скважин, значительно сокращая эксплуатационные расходы. На рис.9 на примере анализа разработки объекта Тл-Бб Падунского месторождения приведены возможности

контроля и оптимизации фонда скважин расчетным путем. Анализ рис.9 показывает существенное превышение фактического фонда скважин над расчетным в период с 11 по 21 год разработки в среднем на 20 скважин в год. Отключение «лишнего» фонда скважин с низкой продуктивностью на 22-м году разработки не повлияло на добычу нефти, при этом значительно повысилась рентабельность разработки.

Порядковый год разработки

Рис.9. Зависимость фактического и расчетного действующего фонда скважин от добычи нефти по объекту Тл-Бб Падунского месторождения

Разработанную методику оценки запасов нефти на основе расчетов выбытия фонда скважин можно использовать для контроля проектных решений. На рис.10 для объекта Тл-Бб Ярино-Каменноложского месторождения приведен пример расчета фонда скважин по зависимости от добычи нефти в ее сопоставлении с фактическим и проектным фондом скважин.

Рис.10. Сопоставление фактического, проектного и расчетного действующего фонда скважин по объекту Тл-Бб Ярино-Каменноложского месторождения

Анализ рис.10 показывает высокий уровень сходимости значений фонда в период фактической работы и проектного периода, когда добыча нефти и количество скважин определены с помощью гидродинамических моделей, с фондом, расчетным через добычу нефти по статистической зависимости (г=0,90).

Приведенные примеры подтверждают возможность использования полученных зависимостей при оперативном контроле за рациональным количеством действующих скважин, а также при планировании работ по оптимизации фонда скважин с целью повышения экономической эффективности разработки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее важные результаты диссертации заключаются в следующем.

На основе геолого-технологических данных более чем по 400 объектам разработки нефтяных месторождений Пермского края проведен статистический анализ и выделены группы объектов со сходными характеристиками. При использовании процентной формы обработки данных различные по времени и величине исторические промысловые данные переведены в единое информационное поле, что позволило установить статистические закономерности для различных геолого-технологических показателей и стадий разработки.

Разработана методика определения прогнозных темпов падения добычи для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти по объектам, находящимся на начальной и завершающей стадиях разработки и имеющим различные геолого-технологические характеристики.

В диссертации впервые статистически обоснованы зависимости фактического выбытия фонда скважин от геолого-технологических характеристик объектов и условий разработки. Установлены зависимости темпов выбытия фонда действующих скважин от добычи нефти, жидкости и темпа падения добычи. Проведено обоснование нижних пределов выбытия фонда. Установлено фактическое соотношение добывающих и нагнетательных скважин в суммарном действующем фонде.

Разработаны алгоритмы расчета выбытия фонда действующих скважин по статистическим зависимостям от добычи нефти, жидкости и темпа падения добычи.

Апробация полученных результатов показала высокую сходимость прогнозных и фактических величин, что служит основанием для применения предложенных в диссертации методик при прогнозной оценке остаточных запасов нефти, а также при мониторинге и решении оперативных задач по разработке месторождений.

Предложенные в диссертации исследования использованы при геолого-экономической оценке запасов более чем на 100 месторождениях Пермского края.

Основные положения диссертации отражены в следующих работах:

1. Поплаухина Т.Б., Крылов Д.Ю., Хомутова A.B.. Создание и применение алгоритмов выбытия фонда скважин в зависимости от условий разработки по месторождениям ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // Нефть и газ.- М., 2004.-№ 5.- С.79-87.

2. Поплаухина Т.Е., Мокрушина С.С., Крылов Д.Ю., Хомутова А.В Определение годовых темпов падения добьгчи нефти по объектам разработки месторождений ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» для выполнения геолого-

экономической оценки запасов по классификации SPE // Нефть и газ.- М., 2004.-№5.- С.92-100.

3. Поплаухина Т.Б., Якимова И.В., Матвейкина Т.Н., А.И.Савич Коэффициент извлечения нефти: расчет и реальность // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - М., 2005.- № 5-6,- С.16-20.

4. Поплаухина Т.Б., Мокрушина С.С., Хомутова A.B., Красноперов Е.А Обоснование прогнозных темпов падения добычи нефти для геолого-экономической оценки запасов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - М., 2005.- № 5-6.- С.7-11.

5. Красноперов Е.А, Матвейкина Т.Н., Мокрушина С.С., Хомутова A.B., Крылов Д.Ю., под ред.Поплаухиной Т.Б. Разработка системы управления запасами через оптимизацию комплекса основных расчетных параметров // Сборник научных трудов конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»,- Пермь, 2005., С. 7-8.

6. Галеева Э.И, Гилева Л.В., Гусина О.Б. под ред.Поплаухиной Т.Б Геолого-экономическая оценка запасов Трифоновского месторождения с точки зрения аудита и технологической схемы разработки // Сборник научных трудов научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»,- Пермь, 2006., С.14-16.

7. Поплаухина Т.Е., Азанова С.С., Крылов Д.Ю. Использование метода кривой водонефтяного отношения WOR и характеристик вытеснения для проверки извлекаемых запасов, рассчитанных по международным стандартам // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - М., 2007.-№ 9.- С. 14-17.

8. Мерсон М.Э., Поплаухина Т.Б., Мокрушина С.С., Гусина О.Б. «Геолого-экономическая оценка запасов нефти по месторождениям Пермского Прикамья» //сб. науч. тр.XVI Губкинских чтений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.-М., 2002. - С.25-27.

9. Поплаухина Т.Б. Создание и применение алгоритмов выбытия фонда скважин в зависимости от условий разработки Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- М., 2008,-№8.- С. 61-63/ВНИИОЭНГ.

10. Галкин C.B., Поплаухина Т.Б., Распопов A.B., Хижняк Г.П Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей // Нефтяное хозяйство. - М.,2009. - №4.-С.

11. Поплаухина Т.Е., Крылов Д.Ю. Оперативный расчет коэффициентов извлечения нефти. Авторское свидетельство РФ №2008611725 от 31.03.2008г.

12. Поплаухина Т.Б., Крылов Д.Ю. Программа «Fond_Prognoz» для прогнозного расчета действующего фонда по объектам разработки месторождений Пермской области// отчет по НИОКР ООО «ПермНИПИнефть №06/06/38-77.-Пермь,2006.

Подписано в печать 14.05.2009. Формат 60x90/16. Набор компьютерный. Тираж 100 экз. Объём 1,0 уч-изд. пл. Заказ № 984/2009.

Издательство

Пермского государственного технического университета 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к.113 тел. (342)219-80-33

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Поплаухина, Татьяна Борисовна

ВВЕДЕНИЕ.

1. Исследование соотношений остаточных запасов нефти, годовых темпов падения добычи и действующего фонда скважин.

2. Разработка статистических моделей для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти.

2.1 Определение остаточных извлекаемых запасов по зависимостям темпов падения добычи для объектов разработки с НГЗ до 5 млн.т.

2.2 Определение остаточных извлекаемых запасов по зависимостям темпов падения добычи для объектов на начальной стадии разработки.

2.3 Определение остаточных извлекаемых запасов по зависимостям темпов падения добычи для объектов на завершающей стадии разработки

3. Построение статистических моделей для оценки выбытия фонда скважин.

3.1 Группировка объектов разработки по величине запасов, геолого-физическим и технологическим характеристикам.

3.2 Построение статистических моделей выбытия фонда по группам объектов разработки.

3.3 Варианты группировки объектов разработки для повышения достоверности зависимостей выбытия фонда.

3.4 Соотношение добывающих и нагнетательных скважин в зависимости от геолого- технологических характеристик и стадий разработки объекта.

3.5 Взаимосвязь темпа падения добычи нефти и темпа выбытия фонда скваншн.

3.6 Обоснование минимального предела выбытия фонда.

4. Разработка методики расчета выбытия фонда скважин.

4.1 Расчет фонда по статистическим формулам.

4.2 Расчет фонда по темпу падения добычи.

4.3 Расчет фонда по программе " FOND PROGNOZ".

4.4 Апробация методики расчета выбытия фонда скважин.

5. Использование методики расчета выбытия фонда скважин для оценки остаточных запасов нефти.

5.1 Прогноз выбытия фонда при геолого-экономической оценке запасов нефти по международному стандарту SPE.

5.2 Расчеты выбытия суммарного фонда скважин от фактических и проектных параметров разработки.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка статистических моделей для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти"

Актуальность работы.

В настоящее время в Пермском крае промышленная добыча нефти ведется более чем на 100 месторождениях, находящихся на разных стадиях разработки. Для большинства разрабатываемых залежей основная часть запасов нефти отобрана, что позволяет провести анализ их разработки и определить основные показатели, влияющие на выработку запасов. По этим данным представляется возможным построить статистические модели для оценки остаточных извлекаемых запасов.

При геолого-экономической оценке запасов нефти, в том числе по международным стандартам SPE и SEC, используется прогноз годового темпа падения добычи и действующего фонда скважин на длительный период разработки. Исследование и анализ темпов падения добычи позволяет статистически обоснованно прогнозировать годовые отборы нефти и остаточные запасы. Установление и исследование закономерностей выбытия фонда действующих скважин по залежам, находящимся на завершающих стадиях разработки, позволяет прогнозировать этот процесс для залежей, на которых выбытие фонда только начинается. Разработка статистических моделей оптимального соотношения добычи нефти и действующего фонда скважин позволяет вести экономически рентабельную разработку в течение длительного периода. При проектировании разработки новых месторождений знание закономерностей изменения остаточных запасов позволяет принимать обоснованные решения по оценке прогнозной добычи нефти.

Следует отметить что, научных исследований по установлению закономерностей изменения годовых темпов остаточных извлекаемых запасов и выбытия действующего фонда скважин по месторождениям Пермского края не проводилось. Диссертационная работа посвящена решению этих научных проблем, исключительно важных для рационального недропользования.

Целью исследований является научное обоснование оценки остаточных извлекаемых запасов нефти эксплуатационных объектов на основе установления закономерностей изменения годовых темпов падения добычи, а также разработки методики прогноза выбытия действующего фонда скважин от текущих показателей разработки. Данная проблема решается на основании анализа фактических показателей и условий разработки длительно разрабатываемых залежей Пермского края. Практической целью настоящих исследований является получение статистических зависимостей, позволяющих оперативно проводить оценку остаточных запасов нефти и расчет действующего фонда скважин.

Основные задачи исследований

1. Построение статистических моделей оценки запасов нефти при различных геолого-технологических условиях и стадиях разработки месторождений.

2. Разработка методики прогноза темпа выработки запасов нефти на основе выделения групп объектов разработки со сходными геолого-технологическими характеристиками.

3. Получение зависимостей изменения суммарного действующего фонда скважин от геолого-технологических условий и текущих показателей работы залежей на завершающих стадиях разработки.

4. Установление статистически обоснованной величины суммарного действующего фонда и оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин.

5. Обоснование величин остаточных извлекаемых запасов нефти на основе установления нижних пределов выбытия фонда скважин.

Исходные данные.

Для выполнения поставленных задач использован материал более чем по 400 объектам разработки Пермского края. Информационная база для анализа геолого-технологических характеристик и годовых показателей работы объектов за весь период разработки сформирована на основе ежегодных балансов запасов нефти и газа по месторождениям Пермского края, паспортов разработки месторождений, проектной документации на разработку месторождений, информационных баз данных ООО «ПермНИПИ-нефть». Результаты проанализированы и систематизированы с помощью использования статистических методов.

Научная новизна.

1. Построены статистические модели оценки запасов нефти при различных геолого-технологических условиях и стадиях разработки месторождений. Установлен и статистически обоснован комплекс геолого-технологических показателей, в наибольшей степени оказывающих влияние на темпы изменения остаточных извлекаемых запасов нефти.

2. Впервые в зависимости от основных геолого-технологических характеристик, текущих показателей разработки и темпов падения добычи построены статистические модели выбытия действующего фонда скважин.

3. Впервые статистически обоснованы соотношения добывающих и нагнетательных скважин.

4. Разработана методика оценки остаточных извлекаемых запасов нефти на основе установления нижних пределов выбытия фонда скважин.

Защищаемые положения:

I. Методика оценки остаточных извлекаемых запасов нефти на основе построения статистических моделей, зависящих от темпов падения добычи, для различных геолого-технологических условий и стадий разработки.

2. Статистическая модель для прогноза действующего фонда скважин от добычи жидкости, нефти и темпов падения добычи в различных геолого-технологических условиях разработки.

3. Способ определения выбытия фонда скважин для различных геолого-технологических условий и задач, возникающих при разработке объектов нефтедобычи.

Практическая ценность работы.

На основе разработанных в диссертации положений более чем для 200 объектов разработки Пермского края проведено обоснование прогнозного темпа падения добычи и выбытия действующего фонда скважин на длительный период разработки. Разработанные статистические модели оценки остаточных запасов нефти позволяют планировать экономически рентабельный период разработки месторождений, осуществлять контроль проектных решений по выработке запасов нефти и выбытию фонда действующих скважин, иметь возможность оперативного планирования замены выбывающего фонда скважинами-дублерами, переводов скважин с других объектов и ликвидационных работ по фонду скважин.

Апробация работы.

Научные результаты диссертационной работы с 2004 г. используются ООО «ПермНИПИнефть» при проведении ежегодной геолого-экономической оценки запасов нефти по международным стандартам SPE и SEC, в том числе с 2006 г. по настоящее время с одобрения аудиторской компании «MilIer&Lents,Ltd».

Основные положения диссертации докладывались на научно-технических конференциях: ООО «ПермНИПИнефть» (Пермь, 2002-06); ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005-07); «Основные направления развития научно-технического потенциала нефтегазового комплекса Пермского Прикамья» (г. Пермь, 2008); «Российской нефтегазовой технической конференции Общества Инженеров нефтяников (SPE)» (Москва, 2008), на ежегодных научно-технических конференциях Пермского государственного технического университета (Пермь, 2003-08).

Публикации.

Основные положения диссертации опубликованы в 11 научных статьях, в том числе в 5 работах, рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложена настраницах машинописи, включая 92

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Поплаухина, Татьяна Борисовна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее важные результаты диссертации заключаются в следующем.

На основе геолого-технологических данных более чем по 400 объектам разработки нефтяных месторождений Пермского края проведен статистический анализ и выделены группы объектов со сходными характеристиками. При использовании процентной формы обработки данных различные по времени и величине исторические промысловые данные переведены в единое информационное поле, что позволило установить статистические закономерности для различных геолого-технологических показателей и стадий разработки.

Разработана методика определения прогнозных темпов падения добычи для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти по объектам, находящимся на начальной и завершающей стадиях разработки и имеющим различные геолого-технологические характеристики.

В диссертации впервые статистически обоснованы зависимости фактического выбытия фонда скважин от геолого-технологических характеристик объектов и условий разработки. Определено фактическое соотношение добывающих и нагнетательных скважин в суммарном действующем фонде по стадиям разработки, получены зависимости нагнетательного фонда скважин от добычи жидкости. Установлены зависимости темпов выбытия фонда действующих скважин от темпов падения добычи. Проведено обоснование нижних пределов выбытия фонда по фактическим данным объектов, длительное время работающих на завершающей стадии разработки.

Разработаны алгоритмы расчета выбытия фонда действующих скважин по статистическим зависимостям от добычи нефти, жидкости и темпа падения добычи.

Апробация полученных результатов проведена с помощью сравнительного анализа расчетных и фактических величин фонда скважин по действующим объектам разработки. Анализ динамики фактического фонда с расчетным фондом, полученным по разным группам объектов и различным зависимостям, показал высокую сходимость, что служит основанием для применения предлагаемых методов расчета фонда скважин при мониторинге разработки месторождений, для оперативного контроля проектных решений по выбытию фонда действующих скважин.

Предложенные в диссертации подходы рекомендуются к использованию в геолого-экономической оценке запасов для определения оптимального действующего фонда скважин и выбора темпов падения добычи при расчете остаточных извлекаемых запасов нефти месторождений Пермского края.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Поплаухина, Татьяна Борисовна, Пермь

1. Азаматов В. И. Состояние и структура сырьевой базы нефтедобычи НК «ЛУКОЙЛ» / В. И. Азаматов, Д. К. Сафин // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Пермь. - 1999. - С. 107-110.

2. Айвазян С.А. Классификация многомерных наблюдений. / С.А. Айвазян, З.И. Бешаева, О.В. Староваров М.: Статистика. - 1974. - 237с.

3. Амелин И.Д. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. / И.Д. Амелин , М. Л. Сургучев , А. В. Давыдов — М.: Недра.-1994.

4. Андерсен Т. Введение в многомерный статистический анализ. / Т. Андерсен . М.: Физматгиз. - 1963. - 500 с.

5. Аронов В.И. Математические методы обработки геологических данных на ЭВМ. / В. И. Аронов М.: Недра. - 1977. - 168 с.

6. Артамонов С. Ю. Моделирование влияния нефтяных цен на экономику нефтегазовых компаний / С. Ю. Артамонов // Нефтяное хозяйство. 2004. -№5. - С. 41-46.

7. Афифи А.А. Статистический анализ. Подход с использованием ЭВМ. / А. А. Афифи, С. П. Эйзен. М.: Мир. - 1982. - С.322-328.

8. Багишев Б. Т. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений / Б. Т. Багишев, В. В. Исаичев, С. В. Кожакин и др. М.: Недра. - 1973.

9. Баскаев К. Когда закон душит инвестиции / К. Баскаев // Нефть России. 2006,- №5. - С. 14-17.

10. Баскаев К. Первый шаг к бирже. В России началась торговля нефтяными фьючерсами / К. Баскаев // Нефть России. — 2006. №9. — С.24-25.

11. Белоконь А. В. Оценка инвестиционного риска в нефтедобывающей отрасли на основе подтверждаемости извлекаемых запасов нефти / А. В. Белоконь//Нефтяное хозяйство. -2002. -№11. С. 23-27.

12. Богомольный Е. И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов / Е. И. Богомольный, Б. М.Сучков и др.// Нефтяное хозяйство. 1998.-№3.-С. 19-21.

13. Бугаец А. Н. Применение экспертных систем в геологическом прогнозировании/ А. Н. Бугаец, Е. П. Вострокнутов, А. И. Вострокнуто-ва. М.: Изд-во ВИЭМС. - 1986. - 42 с.

14. Бураков Ю. Г. Оценка извлекаемых запасов нефти по характеристикам вытеснения с помощью метода численного дифференцирования /

15. Ю. Г. Бураков, Н. И. Филимонов // Повышение эффективности нефтедобычи на европейском северо-востоке, сб. науч. тр. — М.: ВНИИОЭНГ. 1986. - С. 53-56.

16. Васильев В. А. Прогнозирование обводненности добываемой продукции при разработке нефтяного месторождения / В.А. Васильев, А.И.Щекин и др. // Нефтяное хозяйство. — 2006. № 9. - С. 122-123.

17. Викторин В. Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. / В. Д. Викторин М.: Недра. - 1988. - 150 с.

18. Вистелиус А.В. Основы математической геологии. / А. В. Вистелиус- Л.: Недра. 1980. - 389 с.

19. Волков А. М. Структура системы решений геологических задач/ А. М. Волков // Математическое моделирование в геологии нефти и газа: Тр. Зап-СибНИГНИ. Вып. 211, Тюмень. 1986. - С.3-8.

20. Воронин Ю. А. Методологические вопросы применения математических методов в геологии. / Ю. А. Воронин, Е. А. Еганов Новосибирск: Наука. - 1984. - 75 с.

21. Воронин Ю.А. Геология и математика. / Ю. А. Воронин М.: Наука.- 1967.-251 с.

22. Воронин Ю.А. Теория классифицирования и ее приложение. / Ю. А. Воронин Новосибирск: Наука. - 1985. - 270 с.

23. Габдрахманов. Обобщение геолого-физических данных с целью выявления остаточных запасов нефти при бурении боковых стволов в НГДУ ТУЙМАЗАНЕФТЬ / Габдрахманов, Галлиулин и др. //Нефтепромысловое дело. — 2002. -№11. -С. 17-21.

24. Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. / В. Е. Гавура М.: ВНИИОЭНГ. - 1995. - 496 с.

25. Галкин С.В. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей / С. В.

26. Галкин, Т. Б. Поплаухина, А. В. Распопов, Г. П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. М. - 2009. - №4.

27. Горовов В.И. Приближенный метод расчета показателей разработки месторождений / В. И. Горовов, А. В. Распопов, И. Н. Шустеф // Нефтяное хозяйство. — 1988. №6. - С.25-27.

28. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа / Ф. А. Гришин М.: Недра. - 1975. - 304 с.

29. Гуськов О. И. Математические методы в геологии / О. И. Гуськов, П. Н. Кушнарев, С. М. Таранов. М.: Недра. - 1991.

30. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии / JI. Ф. Дементьев. М.: Недра. - 1983. - 187 с.

31. Дементьев Л.Ф. Применение математической статистики в нефтега-зопромысловой геологии / Л. Ф. Дементьев, М. А. Жданов, А. Н. Кирсанов. М.: Недра, 1977. - С. 131 - 136.

32. Дмитриевский А. Н. Методология системно-геологических исследований / А. Н. Дмитриевский // Проблемы нефтегазогеологического прогнозирования. М.: Наука. 1986. - С. 11-13.

33. Добрынин В.Н. Математические методы и средства вычислительной техники в геолого-прогнозных исследованиях / В. Н. Добрынин, Е. Н. Черемисина. М.: Недра. - 1988. - 201 с.

34. Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии/ Дж. С. Дэ-вис. М.: Недра. 1990.- кн. 1.— 319 е., кн. 2.— 426 с.

35. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа / М. А. Жданов М.: Недра. - 1981. - 453 с.

36. Иванова М.М. Динамика добычи нефти / М. М. Иванова. М.: Недра. - 1976.

37. Иванова М.М. Обводнение продукции, добываемой из залежей при вытеснении нефти водой / М. М. Иванова, В. А. Тимофеев, Ю. И. Брагин, Л. А. Дегтярева// Геология нефти и газа. 1980. - № 1. - С.44-48.

38. Иманов А. Н. Исследование взаимосвязи параметров разработки, характеризующих слабодренируемые зоны нефтяного пласта / A.M. Иманов, В.М. Афанасенко // Разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. - №3-4. - С. 67-69.

39. Искендеров М.А. Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных и газовых месторождении / М. А. Искендеров. М.: Недра. -1966.

40. Каналин В.Г. Методика и практика выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях / В. Г. Ка-налин, JL Ф. Дементьев М.: Недра. - 1982. - 224 с.

41. Каналин В.Г. Справочник геолога нефтегазоразведки: нефтегазопро-мысловая геология и гидрогеология / В. Г. Каналин — М.: Инфра-Инженерия. 2005.—416 с.

42. Конторович А. В. Состояние сырьевой базы и перспективы развития нефтяной промышленности в Европе / А.В. Конторович, Л.В.Эдер // Нефтяное хозяйство. 2003. - №11. - С. 115-116.

43. Крамер Г. Математические методы статистики / Г. Крамер. М.: Мир. - 1975.-647 с.

44. Крылов С. А. Стоимостная оценка участков недр с запасами и ресурсами полезных ископаемых: зарубежный опыт / С. А. Крылов, Н. М. Лобов // Минеральные ресурсы России. — 2003. №3. — С. 27-32.

45. Лысенко . Проблемы эффективности разработки нефтяных месторождений / Лысенко // Нефтепромысловое дело. — 2007. -№1.— С. 4-8

46. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ / В. Д. Лысенко. М.: Недра. - 2003.

47. Лысенко В. Д. Рациональная разработка нефтяных месторождений / В. Д. Лысенко, В. И. Грайфер. — М.: Недра. 2005.

48. Лысенко В.Д. Влияние плотности сетки скважин и их размещения на нефтеотдачу пластов / В. Д. Лысенко, Э. Д. Мухарский. -М.,ВНИИОЭНГ. 1968.

49. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений / В. Д. Лысенко.-М.:Недра. 1993.

50. Мандрик И. Э. Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов: Дис. доктора техн. Наук. Москва, ОАО «ЛУКОЙЛ». - 2008.

51. Мандрик И. Э. Применение статистических методов для сопоставления запасов нефти по Российской и международной классификациям / И. Э. Мандрик //Перм. гос. техн. ун-т. Пермь.- 2003.

52. Мерсон М.Э. Геолого-экономическая оценка запасов нефти по месторождениям Пермского Прикамья / М. Э. Мерсон, Т. Б. Поплаухина, С. С. Мокрушина, О. Б. Гусина //сб. науч. тр. XVI Губкинских чтений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.-М. 2002. - С.25-27.

53. Методические рекомендации по выполнению аудита запасов с использованием программных продуктов Merak (Peep). — М., Schlumberger. 2001.

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

55. Миллер Р. А. Статистический анализ в геологических науках / Р. А. Миллер, Дж. С. Канн. М.: Мир. - 1965. - 482 с.

56. Некрасов В. И. Анализ эффективности систем воздействия с применением методов увеличения нефтеотдачи / В. И. Некрасов, Н.В. Инюшин и др. // Нефтепромысловое дело. — 2004. -№4. -С. 42-49.

57. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник. Под ред. Ивановой М. М. — М.: Недра. 1983.

58. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник. Под редакцией Ивановой М. М. М.: Недра, 1983.

59. Отчет "Повышение эффективности разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на ХП пятилетку". Гипровостокнефть, Куйбышев. - 1990.

60. Пермяков И. Г. Экспресс-метод технологических показателей разработки нефтяных месторождений / И. Г. Пермяков М.: Недра. -1978.

61. Поплаухина Т. Б. Создание и применение алгоритмов выбытия фонда скважин в зависимости от условий разработки по месторождениям ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / Т. Б. Поплаухина, Д. Ю. Крылов, А. В. Хомутова И Нефть и газ. 2004. - №5. - С. 79- 87.

62. Поплаухина Т.Б. Коэффициент извлечения нефти: расчет и реальность / Т. Б. Поплаухина, И. В. Якимова, Т. Н. Матвейкина, А.И. Са-вич // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -М. 2005.- № 5-6.- С.16-20.

63. Поплаухина Т.Б. Создание и применение алгоритмов выбытия фонда скважин в зависимости от условий разработки Пермского края / Т. Б. Поплаухина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М. ВНИИОЭНГ. - 2008. -№8.- С. 61-63.

64. Поплаухина Т.Б., Крылов Д.Ю. Оперативный расчет коэффициентов извлечения нефти. Авторское свидетельство РФ №2008611725 от 31.03.2008г.

65. Поплаухина Т.Б., Крылов Д.Ю. Программа «FondPrognoz» для прогнозного расчета действующего фонда по объектам разработки месторождений Пермской области// отчет по НИОКР ООО «ПермНИ-ПИнефть №06/06/38-77.-Пермь . 2006.

66. Пороскун, Хитров, Заборин и др. Российский и международный опыт классификации запасов и ресурсов нефти и газа/Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

67. Распопов А. В. Разработка программы "Аналог" для анализа технологических показателей разработки месторождений / А. В. Распопов, М. П. Филонов, В. JI. Новикова и др. // ООО «ПермНИПИнефть», Пермь. 1996.- 57 с.

68. РД 153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. -М.- 1996.- 202 с.

69. Родионов Д. А. Статистические методы разграничения геологических объектов по комплексу признаков. М.: Недра. - 1968. - 158 с.

70. Родионов Д. А. Статистические решения в геологии. М.: Недра. -1981. - С. 158-165.

71. Роуден. Аудитор: корень зла или решение проблемы / Роуден // Нефть и капитал. 2002. - №4. - С. 18-20.

72. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме / Б. Ф. Сазонов. М.: Недра. - 1973.

73. Себер Дж. Линейный регрессионный анализ/ Дж. Себер. М.: Мир. -1980.-455 с.

74. Сергиенко В. Н. Экономические аспекты проектирования геолого-технических мероприятий на основе постоянно действующих моделей нефтяных месторождений / В. Н. Сергиенко, А. В. Макаров, А. Н. Герасимов и др. // Нефтяное хозяйство. — 2006. №7. — С. 70-72.

75. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Гиматудинова Ш.К. — М.:Недра. 1974.-704 с.

76. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки /Под ред.Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра. - 1983.

77. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти /Под ред. Ш.К. Гиматудинова,- М.: Недра. 1983.

78. Сучков Б. М. Новые методы интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов / Б. М. Сучков, Ф. А. Каменщиков // Нефтяное хозяйство. 1998. -№3. -С. 48-50.

79. Теплова Т. П. Изучение выработки запасов нефтяной залежи методом геолого-промыслового анализа в сочетании с трехмерным гидродинамическим моделированием / Т.П.Теплова, Б.Ф.Сазонов. — Самара. ОАО "Гипровостокнефть". 2006. - №6. - С.33-41.

80. Файзулин Р. Н. Методика оценки влияния остановок скважин на недоборы нефти / Р.Н. Файзулин, Н.А.Вильданов и др. // Нефтяное хозяйство. 2006. - №7. - С. 63-65.

81. Форест Грей. Добыча нефти / Грей Форест, Пер.с англ.- М.: ЗАО «Олимп-Бизнес». 2003.-400 с.

82. Хайн Норманн Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти/ Дж. Норманн Хайн, Пер.с англ.- М.: ЗАО «Олимп-Бизнес». 2004. — 752 с.

83. Чистяков В.В. Курс теории вероятностей/ В. В. Чистяков — М.: Наука. 1996.-225 с.

84. Шарапов Н.П. Применение математической статистики в геологии/ Н. П. Шарапов. М.: Недра. - 1971.-246 с.

85. Шевчук А. "Засада" для недропользователей / А. Шевчук // Нефть России. 2007. - №7. - С. 56-59

86. Шустеф И. Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений / И. Н. Шустеф. М.: Недра. - 1988. - 199 с.

87. Щелкачев В.Н. Избранные труды / В. Н. Щелкачев — М.: Недра. 1990. - т.1(ч.1,2), т.2.