Разработка залежей нефти пласта БВ ₁₀¹⁻² клиноформного строения Самотлорского месторождения размещением вертикальных скважин

Грищенко, Александр Сергеевич

Автореферат диссертации по теме "Разработка залежей нефти пласта БВ ₁₀¹⁻² клиноформного строения Самотлорского месторождения размещением вертикальных скважин"

УДК 622.276

На правах рукописи

ГРИЩЕНКО АЛЕКСАНДР СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПЛАСТА БВ1ЙЬ2 КЛИНОФОРМНОГО СТРОЕНИЯ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ РАЗМЕЩЕНИЕМ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2010

004600143

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

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

- кандидат физико-математических наук Ахмадуллин Фаниль Фанзилевич

- доктор технических наук, профессор Котенёв Юрий Алексеевич

■ кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович

Ведущая организация

- Башкирский государственный университет

Защита диссертации состоится 29 апреля 2010 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 29 марта 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук чАУ*^-- Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Проблемы разработки клиноформных пластов в настоящее время не до конца изучены. Остаются открытыми вопросы как геологического строения, так и вопросы оптимальной выработки запасов нефти клиноформных тел. Поэтому актуальным является исследование влияния строения клиноформы, анизотропии пласта, выбора оптимального размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на процессы нефтеизвлечения из резервуаров клиноформного типа. Решению этих вопросов и посвящена данная работа.

Цель работы - уточнение клиноформного строения пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения, поиск и научное обоснование оптимальных схем размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на залежах нефти с анизотропным коллектором.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ существующих представлений о клиноформном строении нефтяных залежей, изучение особенностей разработки таких залежей;

2. Изучение при помощи гидродинамического моделирования влияния анизотропии поля проницаемости коллектора на процессы извлечения нефти;

3. Исследование особенностей выработки запасов нефти из наклонных анизотропных пластов (клиноформ), поиск оптимальных схем расположения вертикальных нагнетательных и добывающих скважин по латерали и по разрезу пласта при разных режимах разработки залежи;

4. Создание геологической модели клиноформных тел пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения, разработка рекомендаций по повышению эффективности действующей системы разработки на основе представлений о клиноформном строении залежей нефти.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на изучении обширной геолого-геофизической базы данных о строении клиноформных залежей нефти, анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации при помощи математического моделирования многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследований и обобщения результатов промышленных испытаний различных технологий разработки залежей.

Научная новизна результатов работы

1. Доказано, что при эксплуатации залежей нефти с помощью интенсивной системы разработки при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом влияние латеральных компонент тензора проницаемости на выработку запасов нефти изменяет конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). При ориентации главной оси тензора проницаемости вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, выработка запасов нефти наиболее эффективна. При совпадении направлений главных линий тока с главной осью тензора проницаемости выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды и низкой эффективностью. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемых систем разработки.

2. Установлено, что в анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида тензора проницаемости относительно характерных направлений размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти.

3. Показано, что наилучшими показателями выработки запасов нефти из наклонных пластов обладает вариант размещения вертикальных нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи. Данный вариант размещения нагнетательных скважин характеризуется максимальной эффективностью нефтеизвлечения и наибольшим значением КИН. При размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов.

4. Установлено, что при формировании системы разработки клиноформных нефтяных залежей максимальная выработка запасов нефти соответствует такому расположению скважин, когда нагнетательные скважины находятся как можно ближе к водонефтяному контуру (ВНК) и в них вскрыт весь интервал пласта, а добывающие скважины размещены несимметрично в верхней и средней частях клиноформы.

На защиту выносятся:

1. Принципы оптимального размещения вертикальных нагнетательных и добывающих скважин при разработке клиноформных залежей нефти с расположением зоны закачки в нижней части клиноформы, а зоны отбора продукции - в средней и верхней частях;

2. Оптимальный набор геолого-технических мероприятий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом повысить нефтеотдачу клиноформных тел пласта БВ10'"2 Самотлорского месторождения;

3. Научно обоснованная стратегия доразработки клиноформных залежей пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения путем размещения зоны нагнетания ближе к ВНК, а добывающие скважины расположены несимметрично в верхней части клиноформы.

Практическая ценность результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на залежах нефти пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающих работы по разобщению клиноформных тел и оптимальному размещению новых скважин, позволило дополнительно получить 18.5 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 27.4 млн руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах, проведенных в ГУП «ИПТЭР», ООО НПО «Нефтегазтехнология», «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2008-2009 гг.), научно-технических советах ОАО «Самотлорнефтегаз» (2007-2009 гг.), нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2008-2009 гг.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 8 - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 89 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 69 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам геологического строения и разработки нефтяных залежей клиноформного типа.

Отмечено, что основы учения о клиноформном строении неокома Западно-Сибирской плиты заложены в трудах A.JL Наумова, Т.М. Онищука, М.М. Бинштока и развиты в работах А.И. Бобрышева, Н.М. Белкина, В.В. Высоцкого, В.Я. Гидиона, Л.Ш. Гиршгорна, Г.Н. Гогоненкова, И.Л. Гребневой, В.А. Дегтева, П.Н. Дядюка,

A.Н. Задаенко, Е.А. Иващенко, В.П. Игошкина, В.А. Корнева, Н.Х. Кулахметова, Н.Я. Кунина, Ю.А. Михайлова, О.М. Мкртчяна, H.H. Нежданова, В.М. Никитина, М.А. Попова, М.Я. Рудкевича,

B.C. Соседкова, В.Г. Смирнова, Ю.Н. Суркова, JT.JI. Трусова, Л.Я. Трушковой, Ф.И. Хатьянова, Ф.З. Хафизова, Л.И. Цибулина, Л.Н. Шиловой, А.Е. Шлезингера, С.С. Эльмановича, Г.С. Ясовича.

Даны краткие сведения об истории возникновения представлений о клиноформном строении неокома Западно-Сибирской плиты. Описаны признаки клиноформ, а именно: выделяются в сейсмометрических границах, при обязательном контроле по материалам биостратиграфии и геофизических исследований скважин; образуют латеральный ряд полого налегающих друг на друга геологических тел, их возраст уменьшается от области питания к центру бассейна; являются совокупностью горных пород, входящих в систему местных стратиграфических подразделений, отличающихся от выше- и нижележащих отложений наклоном латеральных границ, наличием на них скрытых поверхностей перерыва седиментации; картируются субпараллельно берегу бассейна, протягиваясь на десятки и даже сотни и тысячи километров, их ширина неизмеримо меньше на первых десятках километров; внутри каждой клиноформы выделяются песчаные пласты, пачки алевролитов и глин, в кровле обычно залегает пачка тонкоотмученных глин. Клиноформы результат периодического, пульсационного поступления терригенных масс в бассейн седиментации. Обычно они разделены скрытыми перерывами, каждая является самостоятельным сегментом.

Литература по разработке залежей нефти, расположенных в клиноформных пластах, отсутствует. С большой долей вероятности часть методов разработки клиноформных пластов будет совпадать с методами разработки пластов с косой слоистостью.

Приведен обзор теоретических и лабораторных исследований по разработке залежей нефти с косой слоистостью. В результате отмечено, что нагнетание воды необходимо производить в высокопроницаемые пропластки, а отбор жидкости - из низкопроницаемых пропластков, что позволит в какой-то мере уменьшить темпы обводнения эксплуатационных скважин.

Практические подходы в разработке залежей нефти с косой слоистостью реализованы на примере Игольского месторождения.

Одним из фундаментальных свойств флюидосодержащих коллекторов является пространственная анизотропия их фильтрационно-емкостных характеристик. Наличие пространственной ориентационной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов определяется существованием ряда устойчивых направлений с максимальной интенсивностью движения флюидов при создании соответствующих условий, или анизотропия означает неодинаковость геофизических (в том числе и фильтрационных) свойств по различным направлениям. В условиях практической нефтедобычи явление анизотропии ФЕС выражается в резком отличии режимов работы добывающих скважин при их равном удалении от нагнетательной скважины. С целью дальнейших исследований в этом направлении проведен обзор литературы по определению влияния анизотропии физических свойств коллектора на процессы разработки нефтяных месторождений.

Во второй главе приведены результаты теоретических исследований влияния анизотропии поля проницаемости коллектора на процессы нефтеизвлечения.

Рассмотрена модель гипотетической литологически экранированной залежи нефти, разрабатываемой с применением заводнения (рисунок 1). Моделировались различные режимы эксплуатации залежи.

Залежь разрабатывается пятью скважинами, две из которых являются нагнетательными (рисунок 1, а). Скважины образуют элемент трехрядной линейной системы разработки. Рассмотрены следующие случаи, возможные при разработке залежи: первый вариант - это разработка залежи при поддержании пластового давления (ППД) выше давления насыщения нефти газом, что обеспечивается повышенными уровнями компенсации отборов жидкости закачкой воды; второй вариант - при снижающемся пластовом давлении вплоть до значений ниже давления насыщения нефти газом, что достигается при недостаточной компенсации отборов закачкой воды.

Максимальное значение имеет одна из главных компонент тензора проницаемости К«, остальные либо равны ей (изотропный случай), либо меньше (анизотропные случаи). Ориентация главных осей тензора проницаемости относительно осей глобальной системы координат задается углами ак, ау, /3 (рисунок 1, б).

Рассмотрен случай, когда поле анизотропии вдоль напластования изотропно (КХХ=КУУ), а коэффициент проницаемости поперек напластования имеет меньшую величину. Это наиболее часто встречающаяся ситуация при моделировании пластовых систем, имеющих мелкую слоистость в строении коллектора.

а) объемное представление куба текущей нефтенасыщенности модели анизотропного коллектора (прямыми изображены скважины, темно-серыми областями представлены интервалы перфорации пласта);

б) ориентация главных осей (Х'УТ) эллипсоида тензора проницаемости относительно глобальной системы координат (XYZ) (пунктирными линиями показаны проекции осей О У и ОХ' на плоскость ХОУ)

Рисунок 1 - Модель гипотетической литологически экранированной залежи нефти, разрабатываемой с применением заводнения

Проведенные расчеты показывают, что и в условиях поддержания пластового давления выше давления насыщения нефти газом, и в случае частичного разгазирования вертикальная анизотропия поля проницаемости коллектора существенно влияет на выработку запасов нефти только для сильно анизотропных коллекторов, у которых величина проницаемости перпендикулярно напластованию ниже проницаемости вдоль напластования более чем в 10 раз. При этом уменьшение отношения К22/Кхх снижает величину конечного КИН.

Частичное разгазирование залежи в условиях рассматриваемой модели всегда приводит к снижению конечного КИН. На рисунке 2 представлено изменение конечного КИН за счет частичного разгазирования залежи для коллекторов с разными значениями показателя анизотропности проницаемости пласта. Здесь приведено отношение конечного КИН для случая частичного разгазирования к конечному КИН для разработки при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом. Видно, что для рассматриваемых моделей это отношение всегда ниже 1. При этом на кривой имеется минимум. Это говорит о том, что для коллекторов с показателем анизотропности проницаемости К22/Кхх= 0.01 разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти.

1.00

ч

Ч 0.98. „

I < '

х

♦

Рисунок 2 - Изменение конечного КИН, связанное с частичным разгазированием залежи для разных значений показателя анизотропии проницаемости

® 0.86 | 0.84

г 0.82

5 0.80

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

показатель анизотропии пласта К„/К„, отн.ед.

Данный эффект обусловлен следующими особенностями строения модельной залежи. При разгазировании нефти в результате снижения пластового давления выделяющаяся фаза свободного газа начинает движение к кровле коллектора за счет сил гравитации. Однако эта скорость вертикального движения мала, и в нижних слоях остается небольшое количество свободного газа, которое значительно снижает фазовые проницаемости нефти и, следовательно, эффективность нефтевытеснения.

Приведенные выше результаты позволяют отметить следующее.

1. Применяемое обычно при моделировании соотношение Ка/Кхх= 0.1 практически не влияет на показатели выработки запасов нефти и на динамику технологических показателей. Для сильно анизотропного коллектора показатель анизотропности существенно изменяет все технологические показатели.

2. Потери извлекаемых запасов нефти при частичном разгазировании зависят от величины показателя анизотропности коллектора.

3. Увеличение анизотропии коллектора (уменьшение Ки/Кхх) всегда приводит к снижению эффективности нефтеизвлечения.

Отмечено, что данные выводы применимы к интенсивным системам разработки, элемент которых рассматривался выше.

Исследовано влияние анизотропии латеральной проницаемости на коэффициент нефтеизвлечения. Рассмотрен случай, когда главная ось эллипсоида тензора проницаемости (Клежит в плоскости напластования и образует угол ¡3 с осью 0Х глобальной системы координат. Значения компонент тензора проницаемости Я"** и Ка в локальной системе координат будем считать постоянными и равными К„= 1.0 мкм2, 1 мкм2. Компонента Куу в зависимости от задачи принимает значения 0.50, 0.10 и 0.01 мкм2. Таким образом,

переменными задачи становятся величины латеральной анизотропности и угла ориентации главной оси эллипсоида анизотропии.

Были проведены две серии вычислительных опытов, соответствующие различным режимам эксплуатации залежи: с поддержанием давления выше давления насыщения нефти газом и при частичном разгазировании. В каждой серии расчеты проводились для разных значений показателя анизотропности Ку/К^ и угла /3, изменяющегося от 0° до 90°.

Анализ полученных результатов показывает, что при незначительной анизотропии поля проницаемости динамики технологических показателей разработки залежей с разной ориентацией главной оси тензора проницаемости близки друг другу, что и следовало ожидать. Однако можно отметить и характерные различия. Выработка запасов нефти и достижение предельной обводненности наиболее быстро происходят в случае, когда /3 = 90° или наибольшей проницаемостью характеризуется направление глобальной оси 0У. Этот вариант также обладает наибольшей эффективностью выработки запасов (больший объем добытой нефти на меньший объем отобранной жидкости). Хотя в начальный период разработки залежь обладает наименьшим показателем безводной эксплуатации, тем не менее, по остальным параметрам - темпу падения дебита нефти, росту обводненности и конечного КИН - залежь с такой ориентацией главной оси тензора проницаемости относительно главных линий тока в системе разработки обладает наилучшими показателями.

Зависимости конечного КИН от угла ориентации главной оси тензора проницаемости при разных значениях показателя анизотропности приведены на рисунке 3. Влияние латеральных компонент тензора проницаемости в случае применения интенсивных систем разработок на выработку запасов нефти имеет по величине значение несколько процентов (для рассмотренной задачи порядка 5.8 %). При этом необходимо отметить, что если главная ось тензора проницаемости ориентирована вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением добывающих и нагнетательных скважин, то выработка запасов нефти наиболее эффективна. Если главная ось тензора проницаемости близка по направлению с главными линиями тока, то выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды, а эффективность ее наименьшая. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемой системы разработки (рисунок 3.)

В зависимости от ориентации главной оси тензора проницаемости эффективность выработки запасов нефти может быть более высокой для сильно неоднородного коллектора, чем для более однородного.

0.975

Рисунок 3 - Зависимости конечного КИН (в долях от максимального значения) от угла ориентации главной оси тензора проницаемости /3 при разных значениях показателя анизотропности Куу/Кхх= 0.01, 0.10,0.50 отн.ед.

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 угол ориентации главной оси тензора проницаемости, град

Рассмотрено влияние третьей фазы (свободного газа) на зависимости конечных КИН от величины анизотропности поля проницаемости и ориентации главной оси тензора проницаемости. Показано, что частичное разгазирование залежи может как повысить, так и снизить эффективность нефтевытеснения. Если в результате разгазирования залежи фаза свободного газа увеличивает сопротивление движению закачиваемой воды в направлении повышенной фильтруемости, то данный эффект способствует повышению эффективности вытеснения нефти. Кроме того, в анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида проницаемости относительно характерных направлений размещения добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти.

В третьей главе рассматриваются особенности выработки запасов нефти из наклонных анизотропных пластов (клиноформ).

Рассмотрены полого падающие пласты, условия формирования которых создали направления преимущественной фильтрации пластовых флюидов. Наряду с анизотропией фильтрационно-емкостных свойств коллектора на гидродинамический поток пластовых флюидов в наклонных пластах существенное значение начинают оказывать силы гравитации. В главе рассмотрен ряд задач, связанных с поиском оптимального размещения скважин и систем разработки с ППД в наклонных пластах.

Пусть у - угол, определяющий наклон плоскости пласта. На рисунке 4 представлено текущее поле нефтенасыщенности наклонного

пласта, разрабатываемого интенсивной системой скважин - тремя добывающими и двумя нагнетательными.

Рисунок 4 - Куб текущей нефтенасыщенности наклонного пласта с анизотропным коллектором (прямыми изображены скважины, темно-серыми областями представлены интервалы перфорации пласта, угол наклона пласта 7= -15°)

Рассмотрено поле проницаемости, локальный тензор которого имеет компоненты Кхх= Куу= 1 мкм2 и К22=0.1 мкм2. Главные оси эллипсоида тензора проницаемости лежат в плоскости пласта, а ось компоненты К27. перпендикулярна плоскости пласта. Зададим угол (3 = 0°, где ¡3 - угол между проекцией локальной оси компоненты Кхх на плоскость ХОУ и глобальной осью ОХ.

Приняты следующие возможные положения вертикальных нагнетательных скважин: первый вариант - нагнетательные скважины располагаются в нижней части пласта (рисунок 4); второй вариант -нагнетательные скважины располагаются в верхней части пласта; третий вариант - одна нагнетательная скважина располагается в нижней части пласта, другая в верхней, образуя ряд.

Анализ динамик кубов нефтенасыщенности по вариантам расположения вертикальных нагнетательных скважин указал на разницу в характере заводнения залежи при разных вариантах размещения скважин ППД. Если при размещении нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи вытеснение нефти водой напоминает фронтальное движение с некоторым опережением по нижним слоям коллектора (за счет гравитационного разделения фаз), то при иных вариантах расположения скважин ППД характер вытеснения далек от фронтального.

При размещении нагнетательных скважин в верхней (по абсолютным отметкам) части залежи характер вытеснения нефти закачиваемой водой практически полностью определяется гравитационными силами. В начальный период заводнению подвергаются лишь нижние слои пласта, верхние в результате

гравитационных сил остаются незаводненными. При этом однородный по проницаемости пласт ведет себя как послойно неоднородный. Заводнение пласта затрагивает в большей мере нижний фильтрационный слой в зоне закачки и все слои в зоне отбора. Складывается парадоксальная ситуация, когда остаточные запасы нефти концентрируются в зоне закачки воды (!!!). Примерно такая же картина наблюдается и при третьем варианте разработки, что говорит о низкой эффективности применения нагнетательной скважины, расположенной в верхней части залежи. Интересно, что при размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов. Это значительный показатель.

Проведенные исследования указали на зависимость эффективности выработки запасов от расположения нагнетательных скважин при разработке наклонных пластов. Это связано, прежде всего, с возросшим вкладом в процессы фильтрации гравитационных сил. Увеличение разнородности пластовых флюидов по плотности усилит это влияние. Поэтому является интересным исследование процессов выработки запасов нефти при частичном разгазировании залежи, когда в пласте возникает фаза свободного газа.

На рисунке 5 представлено изменение конечного КИН за счет частичного разгазирования залежи для различных вариантов размещения вертикальных нагнетательных скважин. Здесь приведено отношение конечного КИН для случая частичного разгазирования к конечному КИН для разработки при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом. Интересным результатом является увеличение конечного КИН в результате образования фазы свободного газа при втором варианте разработки. Это связано с тем, что при образовании «газовой шапки» в области закачки воды часть нефти оттесняется в нижние слои и вытесняется закачиваемой водой к забоям добывающих скважин. В случае, когда разработка ведется без образования фазы свободного газа, запасы нефти в верхних слоях коллектора в зоне закачки остаются невыработанными. Для остальных вариантов это отношение всегда ниже 1.

В работе проведены исследования, касающиеся особенностей разработки залежей клиноформного типа. В качестве прототипа модельной залежи используется изолированная клиноформа пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения.

Анализ полученных результатов показывает, что результат моделирования процесса выработки запасов нефти клиноформной залежи зависит от типа сетки. Основные различия для разных сеток наблюдаются в краевых областях залежи. В моделировании процессов выработки запасов большую роль играет правильный подбор сетки, таким образом, «правильность» выбора сетки должна включаться в процесс адаптации гидродинамической модели.

1.1

1 вар 2 вар Заар

Рисунок 5 - Изменение конечного КИН, связанное с частичным разгазированием залежи, для разных вариантов размещения вертикальных нагнетательных скважин

Предложена процедура построения косослоистой сетки как наиболее полно отражающей особенности формирования клиноформных залежей.

Проведен многовариантный поиск оптимального размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на залежи нефти клиноформного типа (рисунок 6).

Рисунок 6 - Расположение и перфорация вертикальных

добывающих и нагнетательных скважин (показаны различные варианты взаимного расположения двух добывающих скважин, положение нагнетательных скважин соответствует их оптимальному размещению)

Показано, что наилучшим является вскрытие всего интервала пласта, через который проходит траектория скважины, а оптимальным является размещение вертикальной нагнетательной скважины как можно ближе к водонефтяному контуру.

Для определения оптимального размещения добывающих скважин введена целевая функция, определяющая максимальную эффективность выработки нефти из пласта при минимальных отборах жидкости и времени разработки пласта:

А = а, • |КИН| - а2 • - а3 • |Т|,

где аь а2, а3 - весовые коэффициенты; |кин| - отношение значения

КИН рассматриваемого варианта к максимальному значению КИН по

всем вариантам в определенной группе расчетов; отношение

значения накопленного отбора жидкости рассматриваемого варианта к максимальному значению накопленного отбора жидкости по всем

вариантам в определенной группе расчетов; |- отношение значения

общей продолжительности разработки элемента залежи рассматриваемого варианта к максимальному значению общей продолжительности разработки элемента залежи по всем вариантам в определенной группе расчетов.

Показано, что максимальный КИН и максимум целевой функции соответствуют несимметричному расположению добывающих скважин, а минимальный КИН - симметричному расположению скважин. Это связано с тем, что при несимметричном расположении скважин фильтрационные потоки имеют также несимметричную форму, в результате чего недренируемая область между скважинами и границей клиноформы становится меньше.

В четвертой главе проработаны основные вопросы уточнения геологической модели и рассмотрены проблемы выработки запасов нефти из залежей нефти пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения, имеющих клиноформное строение (рисунок 7).

На основе представления о строении пласта БВю'"2 как клиноформном теле в главе дается анализ разработки и выработки запасов локальных клиноформ.

Данное обстоятельство существенно меняет представление об эффективности действующей системы разработки, которая предполагала с самого начала вскрытие и эксплуатацию единым фильтром всех продуктивных пропластков, зачастую относящихся к различным клиноформным телам.

Следующим обстоятельством, усложняющим выработку рассматриваемого пласта, является тот факт, что каждая из клиноформ состоит из групп косослоистых пропластков с послойно неоднородным полем проницаемости. И, наконец, как показывает анализ данных геофизических и гидродинамических исследований скважин, для рассматриваемых объектов определяющей является зональная неоднородность поля проницаемости.

Условные обозночнид:

| 1 - нефтевасыщенный коллектор | _ линна

I | " волоаасыщелвын юлшжгор | ] - абсолюция ошеш ВНК

| | - непроницаемый глинистый раздел | А | - нндек песчаного тела

|-----| - Гранины песчаных тел

Рисунок 7 - Геологический разрез пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения с юго-востока на северо-запад

Рассмотрены особенности структуры запасов нефти клиноформных тел пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения.

В частности, на рисунке 8 приведено распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти по показателю послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора клиноформы Б пласта БВю1"". Распределение показывает, что в неоднородных коллекторах, послойная неоднородность которых составляет более 0.3 отн.ед., сосредоточено 95 % геологических и 94 % извлекаемых запасов нефти. Из них на долю сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) приходится около 68 % геологических и 58 % извлекаемых запасов нефти. Это означает, что при одновременной эксплуатации выработка запасов прослоев происходит крайне неравномерно.

Раскрытые выше особенности геологического строения пласта БВю'"2 предопределили осложнения в выработке запасов. Это, прежде всего, стремительно прогрессирующая обводненность добываемой продукции, снижение эффективности действующей системы разработки.

ь о га

с; с X га и га с га го ш о; С

о ч

0.6-1

более 1

извлекаемые подвижные геологические

□ геологические И подвижные □ извлекаемые

0.1-0.3

0.3-0.6

Рисунок 8 - Распределение начальных геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти клиноформы Б пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

На рисунке 9 представлены зависимости текущего КИН и начальных извлекаемых запасов (НИЗ), введенных в разработку действующей системой разработки, от обводненности добываемой продукции пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения. НИЗ, введенные в разработку, определялись по комплексу характеристик вытеснения. Хорошо видно, что в условиях действующей системы разработки утвержденный КИН не достигается. Более того, в результате быстрого обводнения добываемой продукции часть НИЗ, введенных в разработку действующей системой скважин, была потеряна.

-текущий КИН

- НИЗ,введенные в разработку -утвереденный КИН

20 40 60 80 обводненность, %

Рисунок 9 - Зависимости текущего КИН и НИЗ, введенных в разработку действующей системой разработки, в долях от геологических запасов, от обводненности добываемой продукции пласта БВ10''2 Самотлорского месторождения

100

Проведенный анализ состояния разработки рассматриваемого участка пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения позволяет сделать следующие выводы.

1. Сформированная система разработки рассмотренного объекта Самотлорского месторождения позволяет осуществлять относительно эффективную выработку запасов данных объектов, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора, различная эффективность сформированной системы ППД предопределили их неравномерную выработку на текущий момент времени.

2. Рассмотренные эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций.

3. Пласт БВю'"2 Самотлорского месторождения характеризуется сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, высокой послойной и зональной неоднородностью. При этом часть нагнетательных скважин ведет одновременно закачку в различные клиноформы пласта БВщ12- Объединение клиноформ в

единые эксплуатационные объекты не является оптимальным, т.к. данные пласты отличаются как по плотности геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти, так и по своим фильтрационно-емкостным свойствам (неоднородности ФЕС). Данный вывод существенен, т.к. продуктивность пластов и их КИН определяются не только значением проницаемости пласта, но и показателем его неоднородности.

4. При высоком уровне неоднородности коллекторов и наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, таких как нестационарное воздействие, потокоотлоняющие технологии.

5. Анализ геологического строения и выработки запасов нефти позволяет наметить следующие направления в повышении эффективности системы разработки:

• разобщение объектов разработки пласта БВ10'"2 Самотлорского месторождения, представленных клиноформными образованиями. Это позволит повысить эффективность системы ППД за счет адресности воздействия, избежать потери части запасов нефти за счет их оттеснения от забоя скважины в результате внутрискважинных межпластовых перетоков;

• одновременное применение селективной водоизоляции промытых высокопроницаемых прослоев в вертикальных добывающих скважинах и потокоотклоняющих технологий в воздействующих нагнетательных скважинах;

• особенности строения нефтенасыщенных коллекторов пласта БВ,0'"2 позволяют предполагать, что опережающая выработка происходит из высокопроницаемых пропластков, а остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых прослоях. При наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, такие как нестационарное воздействие;

• пласт БВю1'2 характеризуется сильной расчлененностью. Такие пласты целесообразно разрабатывать сильно наклонными скважинами, гарантированно пересекающими все нефтенасыщенные пропластки, или многозабойными скважинами с разводом стволов по вертикали на различные пропластки;

• перспективным, но достаточно капиталоемким, является, на наш взгляд, нестационарное применение водогазового воздействия (ВГВ), позволяющего кратно повысить эффективность вытеснения из низкопроницаемых прослоев коллектора. В этом случае основной задачей при ВГВ станет значительное

повышение пластового давления, что позволит газу растворяться в нефти и снижать ее вязкость и плотность. Для того чтобы газ достаточно быстро попал в низкопроницаемые области коллектора и вытеснил нефть оттуда, применяется циклическое воздействие. Таким образом, можно говорить о принципиально новой технологии - комбинированной, обладающей синергетическим эффектом. Разработка такой технологии является крайне перспективной, особенно для залежей пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения.

На основе полученных в работе результатов сформирован комплекс первоочередных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности действующей системы разработки.

Основные выводы и рекомендации

1. При эксплуатации залежи нефти интенсивной системой разработки при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом влияние латеральных компонент тензора проницаемости на выработку запасов нефти изменяет конечный КИН на несколько процентов. Если главная ось тензора проницаемости ориентирована вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, то выработка запасов нефти наиболее эффективна. Если главная ось тензора проницаемости близка по направлению с главными линиями тока, то выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды, а эффективность ее наименьшая. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемой системы разработки.

2. В зависимости от ориентации главной оси тензора проницаемости эффективность выработки запасов нефти может быть более высокой для сильно неоднородного коллектора, чем для более однородного. При повышении анизотропии поля проницаемости эффективность выработки становится более зависимой от ориентации главной оси тензора проницаемости.

3. В анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида проницаемости относительно характерных направлений размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям извлекаемых запасов нефти.

4. Показано, что наилучшими показателями выработки запасов нефти из наклонного пласта обладает вариант размещения вертикальных

нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи. Данный вариант размещения нагнетательных скважин характеризуется максимальной эффективностью нефтеизвлечения и наибольшим КИН. При размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов.

5. Результаты численных расчетов показали, что при формировании системы разработки клиноформных нефтяных залежей максимальная эффективность выработки запасов нефти соответствует случаю, когда вертикальные нагнетательные скважины расположены как можно ближе к водонефтяному контуру, и в них вскрыт весь интервал пласта, а добывающие скважины размещены несимметрично в верхней части (по абсолютной отметке) клиноформы. Это связано с тем, что при несимметричном расположении скважин фильтрационные потоки имеют также несимметричную форму, в результате чего недренируемая область между скважинами и границей клиноформы становится меньше.

6. Разработаны методы геологического моделирования клиноформных залежей и создана 3D геологическая модель локальных клиноформ пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения.

7. Показано, что клиноформное строение пласта БВю » з также особенности структуры геологических запасов нефти предопределили осложнения в разработке локальных клиноформ Самотлорского месторождения. Эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций. Определены стратегические направления доразработки пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения. Сформирован комплекс первоочередных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности действующей системы разработки.

Основные результаты работы опубликованы в следующих

научных трудах:

1. Методика расчета эффекта охлаждения пласта от заводнения при неизотермической фильтрации коллекторов./ Т.Ф, Манапов, О.П. Торопчин, A.C. Грищенко, СЛ. Рыжов, А.П. Титов, Р.Г. Исмагилов. - Уфа: ООО «Выбор», 2008. - 39 с.

2. Грищенко A.C., Гильманова Р.Х., Мустаева Э.Р., Рыжов C.J1. Особенности геологического строения локальных клиноформ пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М: ВНИИОЭНГ, 2009. - № 9. - С. 18-23.

3. Сарваретдинов Р.Г., Хуснутдинова Р.З., Горобец Е.А., Грищенко A.C., Рыжов Е.А., Осепян С.С. Обоснование методики выделения ВНК по клиноформам пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2009. -№9.-С. 51-56.

4. Мустаева Э.Р., Сарваретдинов Р.Г., Грищенко A.C., Рыжов С.Л., Яруллин P.P. Численный метод корреляции клиноформ для уточнения геологического строения пласта БВ10'"2// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - № 10. - С. 33-37.

5. Ахмадуллин Ф.Ф., Гильманова Р.Х., Грищенко A.C., Михеев Ю.В., Осепян С.С. Особенности 3D геологического моделирования локальных клиноформ пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - № 12. - С. 38-41.

6. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Михеев Ю.В., Грищенко A.C. Методы оптимального размещения скважин в системе ППД в наклонном пласте (клиноформах) с поддержанием пластового давления выше давления насыщения нефти газом // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010.-№ 1.-С. 20-33.

7. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г., Грищенко A.C., Рыжов C.JI. Исследование оптимального размещения нагнетательных скважин в наклонном пласте с учетом частичного разгазирования // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. -№1,- С. 34-38.

8. Ахмадуллин Ф.Ф., Грищенко A.C., Манапов Т.Ф., Осепян С.С. Проблема применения различных сеток при моделировании залежей, имеющих сложную геометрическую форму // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010.-№ 1.-С. 87-91.

9. Грищенко A.C. Стратегия выработки запасов нефти из геологических объектов сложного строения (на примере клиноформенных залежей пласта БВю1'2 Самотлорского месторождения) // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. -№ 1. - С.91-94

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 19 марта 2010 г. Бумага писчая. Заказ № 14]. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ, 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Грищенко, Александр Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ КЛИНОФОРМНОГО ТИПА.

1.1. Общие положения.

1.2. Геологическое строение залежей клиноформного типа.

1.3 Особенности разработки залежей нефти с косой слоистостью.

1.4. Выводы к главе.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ АНИЗОТРОПИИ ПОЛЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА НА ПРОЦЕССЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ.

2.1. Общие положения.

2.2. Моделирование процессов нефтеизвлечения из анизотропного пласта при различных режимах разработки залежи.

2.2.1. Математическая модель.

2.2.2. Влияние вертикальной анизотропии проницаемости (KZy<Kxx:=KyV).

2.2.3. Влияние анизотропии латеральной проницаемости (К^Кхх /т^Куу).

2.3. Выводы к главе.

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НАКЛОННЫХ АНИЗОТРОПНЫХ ПЛАСТОВ (КЛИНОФОРМ).

3.1. Поиск оптимального размещения скважин системы ППД в наклонном пласте при разработке залежи с поддержанием пластового давления выше давления насыщения нефти газом.

3.2. Оптимальное размещение нагнетательных скважин в наклонном пласте при разработке залежи в режиме частичного разгазирования.

3.3. Особенности геологического строения и выработки запасов нефти из залежей клиноформного типа (на примере пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения).

3.3.1. Сопоставление различных 3D сеток при моделировании залежей, имеющих сложную геометрическую форму.

3.3.2. Выбор оптимального расположения добывающих и нагнетательных скважин в пластах клиноформного типа.

3.4. Выводы к главе.

ГЛАВА 4. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ (на примере клиноформных залежей пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения).

4.1. Особенности 3D геологического моделирования локальных клиноформ пласта

БВю " Самотлорского месторождения.

4.2. Структура и особенности выработки запасов нефти локальных клиноформ пласта БВю Самотлорского месторождения.

4.3. Первоочередные рекомендации по повышению эффективности разработки пласта БВю" Самотлорского месторождения.

4.4. Выводы к главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка залежей нефти пласта БВ ₁₀¹⁻² клиноформного строения Самотлорского месторождения размещением вертикальных скважин"

Произошедшие за последние 20 лет изменения в структуре запасов нефти России требуют более детального и вдумчивого отношения к проблемам разработки нефтяных месторождений. Большинство месторождений России эксплуатируются в течение длительного времени и характеризуются высокой выработанностью запасов, снижением дебитов нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Применение традиционных технологий разработки для таких месторождений снижает эффективность выработки остаточных запасов, увеличивает долю трудно извлекаемых запасов нефти.

Медленно изменяются устоявшиеся представления о строении коллекторов. Тем не менее, такие «тонкие» эффекты, как косая слоистость, анизотропия фильтрационно-емкостных свойств коллектора, ранее практически не учитываемые в проектных и научно-исследовательских работах, начинают приобретать полагающееся им значение.

Самотлорское месторождение — одно из крупнейших нефтяных месторождений мира. Значимость его для экономики России предопределило пристальное внимание, как исследователей разных регионов страны, так и нефтедобывающих компаний. Объекты разработки Самотлорского месторождения стали своеобразным полигоном для проверки новых идей и технологий в разработке нефтяных залежей. Но, несмотря на огромное число исследований, посвященных геологическому строению и проблемам разработки Самотлорского месторождения, ряд вопросов, кардинально затрагивающих сущность происходящих на месторождении процессов, остается до конца не изученным.

Одним из основных объектов разработки Самотлорского месторождения является пласт БВю1"2 Несмотря на то, что предположение о клиноформном строении пласта было высказано более 30 лет назад, стратегия разработки этого объекта до сих пор строится на представлениях о нем как о горизонтально (параллельно) - слоистой структуре. Вместе с тем, растущий объем геолого-геофизической информации, обширный опыт практической разработки данного объекта - все это требует изменения не только модельных представлений о рассматриваемом объекте, но и коренных изменений в системе его разработки.

Актуальность проблемы

Проблемы разработки клиноформных пластов в настоящее время не до конца изучены. Остаются открытыми вопросы как геологического строения, так и вопросы оптимальной выработки запасов нефти клиноформных тел. Поэтому актуальным является исследование влияния строения клиноформы, анизотропии пласта, выбора оптимального размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на процессы нефтеизвлечения из резервуаров клиноформного типа. Решению этих вопросов и посвящена данная работа.

Цель работы - уточнение клиноформного строения пласта БВю1'2 Самотлорского месторождения, поиск и научное обоснование оптимальных схем размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на залежах нефти с анизотропным коллектором.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ существующих представлений о клиноформном строении нефтяных залежей, изучение особенностей разработки таких залежей;

2. Изучение при помощи гидродинамического моделирования влияния анизотропии поля проницаемости коллектора на процессы извлечения нефти;

3. Исследование особенностей выработки запасов нефти из наклонных анизотропных пластов (клиноформ), поиск оптимальных схем расположения вертикальных нагнетательных и добывающих скважин по латерали и по разрезу пласта при разных режимах разработки залежи;

4. Создание геологической модели клиноформных тел пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения, разработка рекомендаций по повышению эффективности действующей системы разработки на основе представлений о клиноформном строении залежей нефти.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на изучении обширной геолого-геофизической базы данных о строении клиноформных залежей нефти, анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации при помощи математического моделирования многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследований и обобщения результатов промышленных испытаний различных технологий разработки залежей.

Научная новизна результатов работы

1. Доказано, что при эксплуатации залежей нефти с помощью интенсивной системы разработки при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом влияние латеральных компонент тензора проницаемости на выработку запасов нефти изменяет конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). При ориентации главной оси тензора проницаемости вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, выработка запасов нефти наиболее эффективна. При совпадении направлений главных линий тока с главной осью тензора проницаемости выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды и низкой эффективностью. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемых систем разработки.

2. Установлено, что в анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида тензора проницаемости относительно характерных направлений размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти.

3. Показано, что наилучшими показателями выработки запасов нефти из наклонных пластов обладает вариант размещения вертикальных нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи. Данный вариант размещения нагнетательных скважин характеризуется максимальной эффективностью нефтеизвлечения и наибольшим значением КИН. При размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов.

4. Установлено, что при формировании системы разработки клиноформных нефтяных залежей максимальная выработка запасов нефти соответствует такому расположению скважин, когда нагнетательные скважины находятся как можно ближе к водонефтяному контуру (ВНК) и в них вскрыт весь интервал пласта, а добывающие скважины размещены несимметрично в верхней и средней частях клиноформы.

На защиту выносятся:

1. Принципы оптимального размещения вертикальных нагнетательных и добывающих скважин при разработке клиноформных залежей нефти с расположением зоны закачки в нижней части клиноформы, а зоны отбора продукции - в средней и верхней частях;

2. Оптимальный набор геолого-технических мероприятий, позволяющий с максимальным

1 -2 экономическим эффектом повысить нефтеотдачу клиноформных тел пласта БВю Самотлорского месторождения;

1-2

3. Научно обоснованная стратегия доразработки клиноформных залежей пласта БВю Самотлорского месторождения путем размещения зоны нагнетания ближе к ВНК, а добывающие скважины расположены несимметрично в верхней части клиноформы.

Практическая ценность результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на залежах нефти пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающих работы по разобщению клиноформных тел и оптимальному размещению новых скважин, позволило дополнительно получить 18.5 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 27.4 млн руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах, проведенных в ГУП «ИПТЭР», ООО НПО «Нефтегазтехнология», «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2008-2009 гг.), научно-технических советах ОАО «Самотлорнефтегаз» (2007-2009 гг.), нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2008-2009 гг.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 8 - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 89 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 69 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Грищенко, Александр Сергеевич

Основные выводы и рекомендации

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. При эксплуатации залежи нефти интенсивной системой разработки при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом влияние латеральных компонент тензора проницаемости на выработку запасов нефти изменяет конечный КИН на несколько процентов. Если главная ось тензора проницаемости ориентирована вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, то выработка запасов нефти наиболее эффективна. Если главная ось тензора проницаемости близка по направлению с главными линиями тока, то выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды, а эффективность ее наименьшая. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемой системы разработки.

2. В зависимости от ориентации главной оси тензора проницаемости эффективность выработки запасов нефти может быть более высокой для сильно неоднородного коллектора, чем для более однородного. При повышении анизотропии поля проницаемости эффективность выработки становится более зависимой от ориентации главной оси тензора проницаемости.

3. В анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида проницаемости относительно характерных направлений размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям извлекаемых запасов нефти.

4. Показано, что наилучшими показателями выработки запасов нефти из наклонного пласта обладает вариант размещения вертикальных нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи. Данный вариант размещения нагнетательных скважин характеризуется максимальной эффективностью нефтеизвлечения и наибольшим КИН. При размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов.

5. Результаты численных расчетов показали, что при формировании системы разработки клиноформных нефтяных залежей максимальная эффективность выработки запасов нефти соответствует случаю, когда вертикальные нагнетательные скважины расположены как можно ближе к водонефтяному контуру, и в них вскрыт весь интервал пласта, а добывающие скважины размещены несимметрично в верхней части (по абсолютной отметке) клиноформы. Это связано с тем, что при несимметричном расположении скважин фильтрационные потоки имеют также несимметричную форму, в результате чего недренируемая область между скважинами и границей клиноформы становится меньше.

6. Разработаны методы геологического моделирования клиноформных залежей и создана

I 2

3D геологическая модель локальных клиноформ пласта БВю Самотлорского месторождения.

7. Показано, что клиноформное строение пласта БВю'"2, а также особенности структуры геологических запасов нефти предопределили осложнения в разработке локальных клиноформ Самотлорского месторождения. Эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций. Определены стратегические направления доразработки

1 9 пласта БВю Самотлорского месторождения. Сформирован комплекс первоочередных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности действующей системы разработки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, в работе было показано, что в настоящее время вопросы особенностей геологического строения и выработки запасов из залежей нефти клиноформного типа приобретают особую актуальность в связи с необходимостью повышения эффективности действующих систем разработки. Приведенные в работе результаты исследований позволили ответить на ряд наиболее острых вопросов в разработке пласта БВю1"2 Самотлорского месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Грищенко, Александр Сергеевич, Уфа

1. Сейсмологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья /под ред.Е.В. Андреева-М: Изд-во «Наука». 1990 - 108 с.

2. Основа понятийно-терминологической базы сейсмолитмологии (методологический аспект). Новосибирск, 1985. 34 с.

3. Иващенко А.Е., Онищук Т.М., Наумов А.Л., Смирнов В.Г. О возможности выделения сейсморазведкой литологических ловушек в неокомских отложениях севера Западной Сибири // Геология и геофизика. 1980. № 12, С.117-122.

4. Наумов A.JI. К методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. 1977. № 10, С.38-47.

5. Наумов A.JL, Онищук Т.М., Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1977. С.39-46. (Межвузовск.тематич.сбор.; Вып.64).

6. Онищук Т.М., Наумов A.JL, Векслер JI.A. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НГО // Геология нефти и газа. 1977. № 6, С.32-37.

7. Корнев В.А. Геолого-геофизическое обоснование поисков литологических и структурно-литологических залежей нефти в отложениях неокома Среднего Приобья. Автореф.дисс.канд.геол.-минерал.наук. Тюмень, 1980.21 с.

8. Мкртчян О.М. Задачи сейсмогеологического изучения верхнеюрско-нижнемелового клиноформного комплекса Западной Сибири // Палеогеографические критерии нефтегазоносности. М.: Препринт ИГиРГИ, 1987. С.6-17.

9. Нестеров И.И., Кулахметов Н.Х., Высоцкий В.Н., Хафизов Ф.З. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1987, №3. С.55-88.

10. Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1981. 64 с.

11. Мкртчян О.М., Трусов Л.Я., Белкин Н.М., ДегтевВ.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. М.: Наука, 1987. 126 с.

12. Мкртчян О.М., Гребнева И.Л., Филина С.И. Региональное изучение нефтегазоносного клиноформного ачимовского комплекса в Среднем Приобье // Современные геофизические методы при решении задач нефтяной геологии. М.: Наука, 1988. С.38-45.

13. Рудкевич М.Я., КорневВ.А., Нежданов А.А. Формирование неантиклинальных ловушек в меловых отложениях Западно-Сибирской плиты и методика их поиска // Геология нефти и газа. 1984. №8. С.17-23.

14. Трушкова Л.Я. Стратология и стратиграфия самостоятельные отрасли геологии в проблеме расчленения осадочных толщ // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1984. №2. С. 12-23.

15. ТуезоваН.А., Дорогоницкая Л.М. Физические свойства горных пород ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. М.: Недра, 1975. 183 с.

16. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Трусов Л.Л. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1993. №6. С.2-5.

17. Петухов С.Б., ТянН.С., Бачин С.И., Шабловский В.Н. Особенности геологического строения залежи пласта БСю мамонтовского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1994. №2. С. 18-21.

18. Орлинский Б.М., Файзуллин Г.Х. Геологическое строение залежи пласта БВ Повховского нефтяного месторождения // Геология нефти и газа. 1993. №6. С.9-13.

19. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области / ОАО «ЦГЭ». Москва, 2001.

20. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. А.С. № 1351230 от 14.11.1985 г. / Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н.

21. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. А.С. № 1403700 от 01.04.1986 г. / Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н.

22. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей со слоистым строением продуктивной толщи. А.С. СССР № 1572086 от 31.08.1988 г. / Закиров И.С., Палатник Б.М., Дубровский Д.А.

23. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей. А.С. СССР № 1554456 от 22.03.1988 г. / Закиров И.С., Дубровский Д.А., Палатник Б.М.

24. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. / М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика". 2006. 356 с.

25. Закиров С.Н. Шандрыгин А.Н., Нгуен Хыу Чунг Процессы вытеснения в наклонных слоисто-неоднородных коллекторах. // Институт проблем нефти и газа АН СССР. Препринт №9. Москва. 1991.

26. Абасов М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений Баку. / Азернефтнешр, 1960. 255 с.

27. Абасов М.Т., Кулиев A.M. Методы гидрогазодинамических расчетов разработки многопластовых месторождений нефти и газа. / Баку.: ЭЛМ, 1976. 204 с.

28. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. / М.: Недра, 1981. 237 с.

29. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. / Изд. Недра, 1989. 160 с.

30. Гусейн-заде М.А. Особенности движения жидкости в неоднородном пласте. / М.: Недра, 1965. 276 с.

31. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. / М.: Недра, 1989. 334 с.

32. Колганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. / М.: Недра, 1965. 263 с.

33. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Воинов В.В., Глоговский М.М., Максимов М.И., Николаевский Н.М., Розенберг М.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. / М.: Гостоптехиздат, 1962. 304 с.

34. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. / М.: Недра, 1987. 247 с.

35. Миронов Т.П., Орлов B.C. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. / М.: Недра, 1977. 272 с.

36. Пермяков И.Г., Сатаров М.М., ГенкинИ.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. / М.: Гостоптехиздат, 1962. 358 с.

37. Щелкачев В.Н., Гусейн-заде М.А. Влияние проницаемости кровли и подошвы пласта на движение в нем жидкости // Нефтяное хозяйство, №12, 1953.

38. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. / М.: Гостоптехиздат, 1949. 523 с.

39. Закиров И.С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек нефтегазовых залежей. / Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1985, вып. 192.

40. Закиров И.С., Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. / Канд. диссертация, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.

41. Белозеров В.Б., Разин А.В. Модель косослоистого строения верхнеюрского резервуара Игольского месторождения и особенности его разработки. // Вестник ВНК, 1998. № 1. С.25-28.

42. Рейнек Г.Э., СингхИ.Б. Обстановка терригенного осадконакопления. / М.: Недра, 1981.438 с.

43. Нежданов А.А. Типы карбонатных конкреций и их роль в изучении нефтегазоносных формаций Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ. 1985. вып. 211. С.95-103.

44. Никашкин A.M. Взаимоотношение вещественного состава и макронеоднородности с промысловыми свойствами нефтяного пласта // Труды ЗапСибНИГНИ. 1985. вып.201. С.83-88.

45. Кучерук Е.В. Эпигенетически экранированные залежи нефти и методы их поиска. // Тезисы докладов Всесоюзной научной конференции. "Методические поиски стратиграфических и литологических залежей нефти и газа". Баку: 1983. С.25-27.

46. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. / Л.: Недра, 1989. С. 107-121.

47. Исказиев К.О. Исследование влияния фильтрационной анизотропии на разработку неоднородных коллекторов нефти и газа. / Автореф. дисс. на соиск. уч. степ. канд. геол.-минералог. наук. Томск. 2006.

48. Исказиев К.О., Кибиткин П.П., Меркулов В.П. К вопросу о методике определения фильтрационной анизотропии коллекторов // Интервал. 2006. — №5. — С.4-6.

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

50. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.-М.: Недра, (пер. с англ.) 1982.-408с.

51. Грищенко А.С., Гильманова Р.Х, Мустаева Э.Р., Рыжов С.Л. Особенности1 ^геологического строения локальных клиноформ пласта БВю" Самотлорского месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009, №9, с. 18-23

52. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д1 Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки. Нефтепромысловое дело. 2003, № 12, С.9-14.

53. Владимиров И.В., Манапов Т.Ф., Батрашкин В.П., Титов А.П. Оптимальное применение технологий селективной изоляции заводненных пластов. Нефтепромысловое дело. 2008.- № 7.-С.61-64.

54. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2004. - 216 с.

55. Сарваретдинов Р.Г., Хуснутдинова Р.З., Горобец Е.А., Грищенко А.С., Рыжов Е.А.,1 2

56. Осепян С.С. Обоснование методики выделения ВНК по клиноформам пласта БВю Самотлорского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009. - № 9. - С. 51-56.

57. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области / ОАО «ЦГЭ». Москва, 2001.

58. Методика расчета эффекта охлаждения пласта от заводнения при неизотермической фильтрации коллекторов./ Манапов Т.Ф., Торопчин О.П., Грищенко А.С., Рыжов С.Л., Титов А.П., Исмагилов Р.Г.-Уфа, ООО «Выбор», 2008. 39 с.

59. Ахмадуллин Ф.Ф., Гильманова Р.Х., Грищенко А.С., Михеев Ю.В., Осепян С.С.1 ^

60. Особенности ЗД геологического моделирования локальных клиноформ пласта БВю Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - № 12. - С. 38-41.

61. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Михеев Ю.В., Грищенко А.С. Методы оптимального размещения скважин в системе ППД в наклонном пласте (клиноформах) с поддержанием пластового давления выше давления насыщения нефти газом. // НТЖ

62. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». — М.: ВНИИОЭНГ. — 2010. № 1.-С.20-33.

63. Гильманова Р.Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ. М.:ОАО «ВНИИОЭНГ» - 2002. - 168с.

64. Пересчет запасов нефти и газа Самотлорского месторождения в пределах лицензионных участков ОАО«Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК Нижневартовск» по состоянию на 01.01.2000 г. /Минэнерго РФ ОАО«Центральная геофизическая экспедиция». Москва, 2001.

65. Создание, мониторинг, уточнение и сопровождение секторных моделей центральной и северной частей Самотлорского месторождения (Участок СНГДУ-2) / ООО НПО «Нефтегазтехнология» Уфа, 2009

66. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления представлений): Монография. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003.-141 с.

67. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). -Тюмень: ТГНУ, 2000.-373 с.

68. Шелепов В.В. Геолого-геофизические основы поисков, разведки и разработки залежей углеводородов в нижнемеловой покровно-клиноформной формации Западной Сибири (на примере Когалымского региона). Пермь: Пермский госуниверситет, 2000. - 187 с.

69. Карагодин Ю.Н., Казаненков В.А., Рыльков С.А., Ершов С.В. Северное Приобье Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность неокома. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2000.-199 с.

70. Шадрин А.Н., Страхов А.Н. К вопросу о генезисе клиноциклитов // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. Т. 1 . Томск, 2000. - С.69-170.

71. Мельников Н.В., Ухлова Г.Д. Модель формирования клиноформ на Сургутском своде // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. Т. 1 . Томск, 2000. — С.233-234.

72. Мельников Н.В., Ухлова Г.Д. Строение неокома (группа пластов БС) в западной части Сургутского свода // Стратиграфия и палеонтология Сибири. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2000. С. 157-164.

73. Жарков A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2001. - № 1. - С. 1823.

74. Комиссия, в составе Шевченко С.Д главного инженера СНГДУ-2: Рыжов CJI. — директора департамента но геологин и разработке; Давиденко И.С.- начальник отдела планирования ГГМ

75. Обоснование выбора объекта для внедрения рекомендаций и краткая гсолого-технологичеекая характеристика.

76. Для испытания рекомендаций по диссертационной работе Грищенко Л.С. был выбран в пределах лицензионного участка СНГДУ-2 пласт БВю1"2 Самотлорского месторождения и сформирован комплекс геолого-технологическнх мероприятий, включающий в ссбя:

77. Разукрупнение фонда скважин, ведущих совместную эксплуатацию двух и более клиноформ пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения.

78. Мероприятия по ограничению водопритока.

79. Уплотнение сетки скважин с помощью оптимального размещения HI С в обводненных и в бездействующих скважинах.

80. Оптимизация системы ППД, включающая в себя: