Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Развитие методов анализа разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей на основе системы автоматизированного проектирования

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Развитие методов анализа разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей на основе системы автоматизированного проектирования"

На правах рукописи

ЛАТИФУЛЛИН ФАРИТ МИННЕАХМЕТОВИЧ

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ КРУПНЫХ МНОГОПЛАСГОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДЛИТЕЛЬНОЙ ИСТОРИЕЙ НА ОСНОВЕ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание учен ой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2004

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть»

Научный руководитель:

доктор технических наук, старший научный сотрудник Фазлыев Рабис Тимерханович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Тронов Валентин Петрович

кандидат физико - математических наук Кубарев Николай Петрович

Ведущая организация:

Альметьевский Государственный нефтяной институт (г.Альметьевск)

Защита состоится 18 ноября 2004 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д.222.018.01 при Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г.Бугульма, ул.Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефть. Автореферат разослан 15 октября 2004 года

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук,

старший научный сотрудник

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Несмотря на вступление основных нефтяных месторождений Республики Татарстан - Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Первомайского, Бондюжеского - на позднюю стадию разработки около половины остаточных извлекаемых запасов и годовой добычи нефти в ОАО «Татнефть» приходится на долю этих объектов. В связи с этим исследование и дальнейшее развитие компьютерных методов анализа и проектирования разработки крупных многопластовых месторождений имеют практическое значение и актуальны.

Целью работы является совершенствование методов анализа и проектирования разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей путем создания автоматизированной системы.

Основные задачи исследований: создание геолого-технологической модели многопластового нефтяного месторождения; составление алгоритмов и компьютерных программ распределения отборов нефти, жидкости и закачки воды по пластам, расчета структуры остаточных запасов нефти; автоматизация поиска проектных решений по усовершенствованию системы разработки.

Научная новизна. Основные научные результаты диссертационной работы заключаются в следующем.

1. Разработана геолого-технологическая модель с иерархически взаимосвязанными элементами, позволяющая эффективно моделировать многопластовые нефтяные месторождения с длительной историей разработки и большим числом скважин.

2. Решена задача распределения отборов нефти, воды, закачки агентов по пластам исходя из свойств флюидов, коллекторов, характера залегания пластов, интервалов перфорации.

3. Получены зависимости остаточной нефтенасыщенности и плотности остаточных запасов нефти от свойств флюидов, коллекторов, объемов добычи нефти, воды и закачки агентов по пластам.

4. Определены принципы разбиения нефтяного месторождения с большим числом скважин на относительно самостоятельные участки - элементы воздействия, их ранжирования по сложности геологического строения, интенсивности технологических факторов воздействия и эффективности технологических показателей разработки.

5. Научно обоснован выбор участков для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), водоизоляционных работ, скважин - кандидатов для зарезки боковых, боковых горизонтальных стволов (БС,БГС) и участков для бурения горизонтальных скважин (ГС).

Основные защищаемые положения.

1. Методика построения геолого-технологической модели крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей разработки.

2. Методика автоматизированного распределения отборов нефти, воды, закачки агентов по пластам.

3. Методика расчета остаточной нефтенасыщенности и плотности остаточных запасов нефти.

4. Методика автоматизированного выбора участков для проведения МУН, водоизоляционных работ, скважин - кандидатов для зарезки БС,БГС и участков для бурения ГС.

Достоверность результатов работы обеспечивается многочисленным тестированием программ при различных исходных данных, сопоставлением их с результатами ручного счета на контрольных примерах, сравнением их со значениями аналогичных параметров трехмерных моделей наиболее известных зарубежных пакетов, результатами их применения в промысловых условиях.

Практическая значимость. С использованием предложенных в работе методов анализа разработки крупных многопластовых месторождений выполнен расчет характеристик геологического строения, технологических факторов воздействия, технологических показателей разработки Ромашкинского месторождения по группам площадей и в целом. Определена динамика основных параметров процесса разработки пластов кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения. Предложенная в работе модель в институте ТатНИПИнефть используется также при анализе,

составлении технологических схем и проектов разработки ряда других месторождений Республики Татарстан.

Степень внедрения результатов исследовании. Предложенные в работе методы анализа разработки крупных многопластовых месторождений реализованы в виде пакета прикладных программ «ЛАЗУРИТ», который внедрен во всех НГДУ ОАО «Татнефть», в институте ТатНИПИнефть, в ТатАСУнефть, в ряде малых нефтяных компаний Татарстана. Пакет программ «ЛАЗУРИТ» установлен на факультете геологии нефти и газа КГУ (г.Казань), в УГНТУ (г.Уфа), в Октябрьском филиале УГНТУ, в АГНИ (г.Альметьевск) и используется при подготовке специалистов для нефтяной промышленности.

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на республиканской научно-практической конференции «Пути создания и совершенствования САПР» (г.Казань, 1987г.), на научно-практической конференции «Вклад молодых ученых и специалистов в ускорение научно-технического прогресса и социально-экологического развития республики» (г.Ашхабад, 1989г), в VII научно-техническим семинаре «Математическое обеспечение систем с машинной графикой» (г.Тюмень, 1990г.), на научно-практической конференции «Математическое и физическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов» (г.Казань, 1990 г.), на научно-практической конференции «Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов» (г.Альметьевск, 1994г.), на Первой Международной Конференции «Компьютерная графика, банки данных, компьютерное моделирование в нефтяной геологии» (г.Санкт-Петербург, 1995г.), на Международном симпозиуме по применению математических методов и компьютеров в геологии, горном деле и металлургии (г.Дубна, 1996г.), на научно-практической конференции «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе» (г.Альметьевск, 1996г.), на научно-практической конференции «Техника и технология добычи нефти на современном этапе» (г.Альметьевск, 1998 г.), на Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений (г.Альметьевск, 2000 г), на Всероссийской научно-технической конференции «Большая нефть: реалии,

проблемы, перспективы» (г.Альметьевск, 2001 г), на 12 Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», (г.Казань, 2003г.), на региональной научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами», (г.Ижевск, 2003г.), на научно-практической конференции «Новые методы и технологии проектирования разработки и обустройства месторождений», (г.Пермь, 2004г.).

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов и выводов. Работа изложена на 111 страницах, в том числе 32 рисунка, 17 таблиц и список использованной литературы из 82 наименований.

Публикация работы. Основное содержание диссертации изложено в 23 опубликованных работах, в 1 патенте РФ.

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее реализация в производстве. Значительный вклад в решение проблемы автоматизированного анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений внесли: В.А.Бадьянов, Ю.Е.Батурин, В.Я.Булыгин, Д.В.Булыгин, Г.Г.Вахитов, Ю.А.Волков, В.А.Данилов, Л.Ф.Дементьев, В.И.Дзюба, В.М.Ентов, Н.А.Еремин, Ю.П.Желтов, М.ЮЖелтов, С.Н.Закиров, Э.СЗакиров, Р.ХЗакиров, А.Б.Золотухин, Р.Д.Каневская, Р.М.Кац, В.С.Ковалев, В.И.Леви, В.П.Майер, М.М.Максимов, М.В.Мееров, М.М.Мусин, А.И.Никифоров, Р.Х.Низаев, В.Н.Панков, М.Д.Розенберг, Л.П.Рыбицкая, Б.В.Сазонов, В.Б.Таранчук, Р.Т.Фазлыев, Н.И.Хисамутдинов, А.Н.Чекалин, Р.М.Юсупов и другие.

В первой гляве приведена методика построения геолого-технологической модели. За длительную историю разработки по крупным многопластовым нефтяным месторождениям накапливается огромное количество геолого-геофизической и промысловой информации. В работе предлагается оригинальная геолого-технологическая модель нефтяного месторождения, построенная по принципу «максимально возможная подробность при минимальном объеме данных». Очевидно, что в данный принцип заложено

противоречивое требование, однозначного разрешения которого нет, предложенная модель является лишь одним из многих возможных решений. Однако, она позволила эффективно решать ряд актуальных задач автоматизированного анализа и проектирования разработки Ромашкинского месторождения Республики Татарстан - одного из крупнейших месторождений мира.

Геолого-технологическая модель строится из иерархически

взаимосвязанных элементов, условно названных «Удельная площадь», «Скважина», «Линза», «Пласт», «Геологическое тело», «Объект разработки», «Залежь». Базовым элементом модели является поле удельных площадей, которое строится путем отнесения узлов расчетной сетки к ближайшей скважине. При этом все геолого-геофизические параметры в пределах каждой удельной площади предполагаются постоянными. Элемент «скважина» образуют из совокупности удельных площадей, через которые проходит данная скважина. В элемент «пласт» объединяют удельные площади, относящиеся к одному зональному интервалу. Элементы «линза» составляют из изолированных друг от друга зонами неколлекторов частей пласта. Элемент «геологическое тело» образуют из множества элементов линза, гидродинамически связанных между собой через зоны слияния пластов. Элемент - «объект разработки» составляют из множества геологических тел, которые гидродинамически связаны между собой перфорированными на них действующими добывающими и/или нагнетательными скважинами. Из совокупности всех элементов «объект разработки» образуют элемент модели «залежь». Затем по модели производят автоматизированное распределение отборов нефти, воды и закачки по пластам, вычисляют коэффициенты охвата заводнением, определяют остаточную нефтенасыщенность и удельные остаточные запасы нефти для каждого пласта по каждой скважине.

В работе проанализированы способы представления геолого-промысловой информации. Для повышения надежности и скорости их обработки разработана специализированная система управления данными. При этом все данные сгруппированы в небольшое количество одно-, двух- и трехмерных таблиц, условно названных векторами, матрицами и кубами. В

одномерные таблицы сгруппированы скалярные данные. Данные, зависящие только от одного параметра, например, только от скважин собраны в матрицы. Данные, зависящие от двух параметров, например, от скважин и пластов объединены в трехмерные таблицы - кубы. Эти базы данных реализованы в виде небольшого универсального, независимого от модели пакета программ, который может быть успешно использован в других прикладных системах.

Для автоматизации процесса моделирования предлагается специализированная программа управления расчетами. Управляющая программа вызывает из библиотеки необходимые модули либо согласно командам пользователя, вызывая одну единственную модуль в ответ на одну команду (интерактивный режим); либо одну за другой по заданной последовательности (автоматический режим работы). Тем самым она позволяет уменьшить объем рутинной работы, проектировщику сосредоточиться на творческих задачах, сокращать сроки изготовления моделей, выполнять массовые расчеты за отведенное производственным циклом время.

Во второй гляве приведена методика автоматизированного распределения отборов нефти, воды и закачки по пластам. При этом программы распределения анализируют интервалы перфорации-изоляции, классов коллекторов, толщин, проницаемостей пластов. Учитывают характер залегания пластов по разрезу, площади, их геометрические параметры, потенциал воздействия действующих добывающих и нагнетательных скважин на каждый пласт. По каждой добывающей скважины анализируют динамику обводнения добываемой продукции, находят даты резких скачков в ней, по каждому случаю определяют наиболее вероятные интервалы (пласты) и источники (нагнетательная скважина, подошвенная или законтурная вода) прорыва воды. Используют ряд параметров настройки алгоритмов, подобранных эмпирически.

На рисунке 1 приведены графики распределения отборов нефти, жидкости, объемов закачки по пластам Ромашкинского месторождения. По ним видно, что наибольшая доля в добыче нефти принадлежит пласту Д1а. Доля в добыче нефти по пласту ДО кыновского горизонта характеризуется очень низким значением (не более 1%) в первые 15 лет разработки и достаточно быстрым ростом ее до 15% в последующие годы.

Доли в добыче нефти нижних пластов сначала высокие: около 26% по Д1в и Д1г2+3, до 16% по Д1г1 и Д1д. Далее происходит их неуклонное снижение, особенно быстро по Д1г2+3 и Д1д. В последние годы они стабилизировались на уровнях 9.7%по Д1в, 6.5%по Д1г1, 7.4%по Д1г2+3 и 1.7%по Д1д.

0,45

£ £ <? <$> 4 «? 6Ч # & # Л4 <> -С <■ Л® »*■ # $ <0 <»"- Ф Ф $

гады

Рис.1. Доли пластов в добыче нефти по кыновским и пашийским горизонтам Ромашкинского месторождения

Долям в добыче нефти пластов Д161, Д162, Д163 присуща наибольшая стабильность за всю историю разработки месторождения. В среднем они составляют 9.5% по Д161, 8% по Д162,10.5% по Д163.

Далее в работе приведена методика расчета структуры остаточных запасов нефти. Для этого сначала с использованием лабораторных данных по месторождению определяются основные параметры вытеснения нефти водой. Затем для каждого пласта по каждой скважине вычисляются коэффициенты охвата заводнением. При этом на нагнетательных скважинах коэффициент охвата устанавливается пропорционально коэффициенту промывки:

где: i — номер скважины, j — номер пласта, К.ю!( — коэффициент охвата, — объем накопленной закачки, — объем пор, а — поправочный коэффициент.

На добывающих скважинах коэффициент охвата устанавливается по формуле Б.Ф. Сазонова в зависимости от обводненности:

где: коэффициент охвата, обводненность продукции,

отношение фазовых проницаемостей нефти и воды, отношение вязкостей нефти и воды.

По остальным скважинам коэффициент охвата определяется путем интерполяции. При известном коэффициенте охвата остаточная нефтенасыщенность определяется по формуле:

где: остаточная нефтенасыщенность, конечная

нефтенасыщенность по лабораторным данным, начальная

нефтенасыщенность по результатам геофизических исследований скважин.

После чего для каждой скважины по каждому пласту вычисляются удельные остаточные балансовые запасы нефти по формуле:

где: удельные остаточные балансовые запасы, плотность нефти,

пересчетный коэффициент нефти, начальная нефтенасыщенная

толщина, Рч—пористость, М^ — удельная (приходящая ьй скважине по ¡-му пласту) площадь.

Путем суммирования по всем скважинам, по всем пластам выполняется подсчет остаточных запасов нефти в целом по моделируемому объекту и проверяется условие материального баланса:

} бал _у бал г\неф

уъгп _ уоал _/"\не<р . .

ост нач ^¿нак К^}

*70ал гу бал

где: остаточные балансовые запасы в целом по объекту,

неф

начальные балансовые запасы в целом по объекту, накопленная

добыча нефти в целом по объекту.

Путем подбора поправочного коэффициента в формуле 1 для нагнетательных скважин, зависимостей коэффициента охвата от обводненности по добывающим скважинам, параметров интерполяции коэффициента охвата по бездействующему фонду скважин многократным моделированием достигается выполнение условия материального баланса, приведенного в формуле (5), с заданной точностью (обычно менее 0.1 %).

На основе предложенных методик проведен сопоставительный анализ площадей Ромашкинского месторождения. При этом они разбиты на 4 группы: 1-я группа - высокопродуктивные центральные площади, 2-я группа -примыкающие к центральным площади, 3-я группа - краевые площади с базисными пластами, 4-я группа - краевые площади без базисных пластов.

Вычислены средние значения начальных нефтенасыщенных толщин, средневзвешенные значения проницаемости, пористости, начальной нефтенасыщенности по классам коллекторов, по пластам, по группам площадей и в целом по кыновским и пашийским горизонтам Ромашкинского месторождения. Определены распространение площадей продуктивных коллекторов в процентах от административной, распределение начальных балансовых запасов нефти по классам коллекторов, по пластам, по нефтяным и водонефтяным зонам.

В таблице по группам площадей и в целом по Ромашкинскому месторождению приведены параметры неоднородности пластов. По ней видно, что показатели неоднородности высокопродуктивных центральных

Таблица. Показатели неоднородности площадей Ромашкинского

месторождения

Коэф-т Коэф-т Коэф-т Коэф-т Коэф-т Коэф-т Коэф-т

вариаци вариаци вариаци вариаци песчани )асчлен выдержа

и 1 порис- и и с-тости енностн н-ности

проиица тости начапьн »ффекти по ПО

№ п/п Площади -емости ой нефте-иасыще н. в. нефтена с.толши ны продукт Тластам фодукт пластам

I 2 3 4 5 6 7 8 9

1 Абдрахмановская 0.899 0.157 0.156 0.343 0.521 5.083 0.781

2 О-Ромашкинская 0.971 0.161 0.152 0.466 0.477 4.29 0.748

3 Ииниибаевская 0.867 0.168 0.129 0.373 0.417 5.556 0.749

4 Павловская 0.765 0.161 0.178 0.364 0.469 4.501 0.784

1-я группа 0.876 0.162 0.154 0.387 0.471 4.858 0.766

5 З-Каратайская 0.824 0.147 0.167 0.579 0.426 3.664 0.711

6 Альметьевская 1.040 0.185 0.152 0.439 0.342 5.426 0.767

7 С-Альметьевская 1.040 0.181 0.143 0.454 0.333 5.337 0.800

8 В-Сулеевская 0.853 0.155 0.187 0.487 0.365 4.373 0.807

9 Зеленогорская 0.866 0.147 0.183 0.511 0.421 3.749 0.753

2-я группа 0.925 0.163 0.166 0.494 0.377 4.51 0.768

10 Берёзовская 0.940 0.172 0.148 0.528 0.281 3.748 0.817

И Сармановская 1.030 0.134 0.144 0.442 0.272 2.362 0.877

12 Гашлиярская 0.780 0.124 0.131 0.44 0.402 2.479 0.769

13 Чишминская 0.951 0.142 0.14 0.415 0.343 3.035 0.808

14 Алькеевская 0.852 0.144 0.156 0.456 0.323 3.659 0.794

15 Азнакаевская 0.762 0.139 0.131 0.498 0.392 2.470 0.765

3-я группа 0.886 0.143 0.142 0.463 0.336 2.959 0.805

16 З-Лениногорская 1.060 0.162 0.163 0.577 0.374 4.005 0.736

17 Куакбашская 0.862 0.155 0.149 0.697 0.269 3.074 0.664

18 Холмовская 0.844 0.152 0.127 0.604 0.334 2.622 0.684

19 Карам апинская 0.856 0.152 0.169 0.628 0.385 2.456 0.723

20 В-Лениногорская 1.000 0.163 0.180 0.570 0.411 3.549 0.761

21 Южная 0.803 0.150 0.225 0.522 0.315 2.727 0.813

4-я группа 0.904 0.156 0.169 0.600 0.348 3.072 0.730

Ромашкинское 0.898 0.156 0.158 0.486 0.383 3.850 0.767

(1-я группа) и краевых с базисными пластами (3-я группа) площадей ниже, чем примыкающих к центральным (2-я группа); у краевых площадей без базисных пластов (4-я группа) - наибольшие. На основе полученных данных сделан вывод, что по геологическим параметрам и характеристикам начальных балансовых запасов наилучшими являются центральные площади (1-я группа). К ним близки краевые площади с базисными пластами (3-я группа). Наихудшими являются краевые площади без базисных пластов (4-я группа).

По геологическим параметрам из верхней пачки пластов наилучшими являются пласты ДО и Д1а, из нижней пачки - пласт Д1г2+3. Но доли ВНЗ в начальных балансовых запасах нефти по нижним пластам существенно выше.

Далее в работе вычислены технологические факторы воздействия и технологические показатели разработки по группам площадей и в целом по всем площадям Ромашкинского месторождения в зависимости от коэффициента извлечения балансовых запасов нефти - текущего коэффициента нефтеотдачи (КНО).

На рисунке 2 приведены графики темпов отбора нефти по группам площадей и в целом по всем площадям Ромашкинского месторождения в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи. Эти графики показывают, что все группы площадей находятся на завершающей стадии разработки. Наибольшими темпами разрабатывались площади 3-й группы и на завершающей стадии разработки темпы отбора по этой группе заметно выше других. В последние годы наблюдается тенденция к стабилизации темпов отбора по всем группам площадей на уровнях от 0.3 % по 1-й группе до 0.66 % по 3-й группе, 0.47 % в целом по всем площадям.

На рисунке 3 приведены графики водонефтяных факторов (ВНФ) по группам площадей и в целом по всем площадям Ромашкинского

Рис.2. Темпы отбора нефти от текущих балансовых запасов по группам площадей Ромашкинского месторождения

I 1*1

I I / I

I \/ I

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

_«од)_

[—■По всем площадям —По 1 группе площадей —По 2 группе площадей По 3 группе площадей —По 4 группе площадей |

Рис.3. Водонефтяные факторы по группам площадей Ромашкинского месторождения

месторождения в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи. На этих графиках также хорошо видно влияние геологических факторов на технологические показатели разработки. В частности, по данным кривым зависимости ВНФ от КНО можно предположить, что максимальное значение коэффициента конечной нефтеотдачи будет достигнуто по краевым площадям с

базисными пластами (3-я группа); минимальное значение - по краевым площадям без базисных пластов (4-я группа); его среднее по всем площадям значение будет близко к показателям центральных площадей (1-я и 2-я группы).

о14 ^"¿Р

годы

Рис.4. Динамика плотности сетки перфорированных скважин по пластам кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения

^ -С л" ^ ¿Р ###### £

годы

Рис.5. Темпы отбора нефти от текущих балансовых запасов по годам по пластам кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения

В данной работе также определены динамики основных параметров разработки каждого пласта кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения. На рисунке 4 приведены плотности сетки перфорированных скважин по пластам. По нему видно, что плотности сетки по всем пластам, за исключением пласта Д1д, достаточно близки и на 2003 г. составляют от 26.8 га/скв по пласту Д163 до 36 га/скв по Д1г1. Плотность сетки перфорированных скважин по пласту Д1д, характеризующемуся обширными водо-нефтяными зонами, практически во всех годах разработки заметно реже и на 2003г. составляет 51.9 га/скв.

На рисунке 5 приведены графики темпов отбора нефти от текущих балансовых запасов по пластам кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения в динамике по годам. По этим графикам можно утверждать, что сначала высокими темпами разрабатывались запасы нижней пачки пластов Д1г1 - Д1д, далее - средней пачки Д161 -Д1в, потом пласта Д1а, и наиболее поздно - пласта ДО. Все пласты находятся на завершающей стадии разработки. На последние годы наибольшие темпы отбора - около 0.0091 - по пласту ДО. По верхней пачке пластов пашийского горизонта они находятся в интервале от 0.0050 до 0.0058, по нижней пачке пластов - от 0.0021 до 0.0037.

В третьей главе приводится методика автоматизированного поиска решений по усовершенствованию системы разработки. В данной работе созданы автоматизированные технологии выбора участков для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), реанимации старого фонда скважин путем зарезки боковых (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), бурения горизонтальных скважин (ГС). Эти мероприятия широко применяются в ОАО «Татнефть», они являются технологически высокоэффективными, но в то же время экономически дорогостоящими.

Для принятия проектных решений по усовершенствованию системы разработки анализируемый объект разбивается на множество элементов воздействия. Из них выбираются проблемные участки, по которым технологические показатели разработки не соответствуют сложности геологического строения и интенсивности технологических факторов воздействия. На этих участках осуществляется многокритериальная оценка их пригодности для применения МУН, выбираются скважины-кандидаты для зарезки БС,БГС, выполняется поиск участков для бурения ГС.

Для поиска проблемных участков месторождение автоматически разбивается на элементы воздействия. Обычно каждый элемент воздействия содержит 1 нагнетательную, 2-3 реагирующих и несколько прочих геометрически близко расположенных скважин. Далее для каждого элемента воздействия выполняется комплексная оценка характеристик геологического строения. При этом программы анализируют более двадцати параметров и на их основе выводят одну единственную интегральную оценку сложности геологического строения для каждого элемента. Для этого сначала по всем элементам воздействия вычисляются безразмерные нормированные значения параметров. При этом наихудшее значение параметра в анализируемых элементах оценивается максимальным баллом «один». Нормированные значения параметра по остальным элементам вычисляются их отношением к худшему значению и показывают долю от наиболее неблагоприятного случая. Интегральная оценка сложности геологического строения элемента вычисляется как корень квадратный от суммы квадратов нормированных параметров. Математически она соответствует расстоянию от гипотетической наилучшей точки с нулевыми координатами в многомерном евклидовом пространстве. Аналогичным

образом вычисляются интегральные оценки интенсивности

технологических факторов воздействия и технологических показателей разработки каждого элемента воздействия. После чего выбираются проблемные участки, по которым интегральные оценки технологических факторов воздействия и геологической сложности не соответствуют достигнутым в элементе технологическим показателям разработки.

На проблемных участках выбор нагнетательных скважин для проведения МУН осуществляется на основе расчета множества параметров элементов воздействия, которые включают число реагирующих добывающих скважин, неоднородность по проницаемости, удельную приемистость, дебит нефти, обводненность продукции, плотность остаточных запасов нефти и т.д. Каждый из этих параметров имеет свой весовой коэффициент, минимальное и максимальное значения, в пределах которых проведение МУН благоприятно. Для проведения МУН выбираются нагнетательные скважины, имеющие заданное количество благоприятных параметров.

Аналогичным образом осуществляется выбор добывающих скважин для интенсификации притока жидкости и для проведения водоизоляционных работ.

Далее на проблемных участках осуществляется автоматизированный выбор скважин - кандидатов для зарезки боковых и боковых горизонтальных стволов. При этом анализируются низкоприемистые нагнетательные скважины, малодебитные добывающие скважины, не эксплуатационный фонд, простаивающий фонд, намеченные для бурения дублеры.

Осуществляется также поиск участков для бурения горизонтальных скважин. При этом анализируются возможность увеличения дебитов и приемистости скважин на участках малопродуктивных коллекторов;

уменьшения отбора попутной воды в водо-нефтяных зонах за счет снижения депрессии на пласт; вовлечения в разработку тупиковых, застойных зон и небольших линз.

После чего выполняется комплексный анализ выработанных проектных решений. Если зарезка бокового ствола не возможна по техническим причинам, то она заменяется на бурение вертикально -наклонной или горизонтальной скважины. Также анализируется техническая возможность замены проектной ГС на БГС. На основе данного анализа на каждом из проблемных участков выбираются наиболее приемлемые проектные решения и рекомендуются к внедрению.

Основные выводы

1. Разработана геолого-технологическая модель с иерархически взаимосвязанными элементами, позволяющая эффективно моделировать многопластовые нефтяные месторождения с длительной историей разработки и большим числом скважин.

2. Предложена методика автоматизированного распределения отборов и закачки по пластам.

3. Получены зависимости остаточной нефтенасыщенности и плотности остаточных запасов нефти от свойств флюидов, коллекторов, характера залегания пластов, интервалов перфорации, объемов добычи нефти, воды и закачки агентов.

4. На основе предложенных методик выполнен расчет характеристик геологического строения, технологических факторов воздействия, технологических показателей разработки Ромашкинского месторождения по группам площадей и в целом. Определена динамика основных параметров процесса разработки пластов кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения.

5. Предложен метод вычисления интегральных показателей сложности геологического строения, интенсивности технологических факторов воздействия и эффективности технологических показателей разработки участков нефтяного месторождения.

6. Предложена методика автоматизированного поиска участков для применения МУН, выбора скважин для зарезки БС,БГС и участков для бурения ГС.

Список основных опубликованных работ по теме диссертации

1. Абдулмазитов Р.Г., Латифуллин Ф.М., Блинов А.Ф. и др. Анализ геологического строения и технологических показателей разработки пластов девонских горизонтов Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений на основе АРМ «ЛАЗУРИТ»// Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Труды Всероссийской науч.-технич. конфер. Том 1. - Альметьевск, 2001, -С.ЗО - 42.

2. Ахметзянов P.P., Пузикова В.В., Латифуллин Ф.М., Рогова ВА. Автоматизированное рабочее место геолога АРМ ЛАЗУРИТ на базе персонального компьютера// Математическое и физическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов: Тез.докл. науч.-практич.конф. -Казань, 1990- С.20- 21.

3. Блинов А.Ф., Хисамов Р.Б., Суханов Н.А., Латифуллин Ф.М. Геолого-технические критерии технологии выработки запасов малопродуктивных коллекторов и песчаных линз// Фундаментальные и поисковые исследования механизма вытеснения нефтей различными агентами и создание технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. - М., ВНИИОНГ, 1992 - С.78 - 83.

4. Бус А.А., Латифуллин Ф.М. Комплекс программ для схематизации и моделирования условий разработки нефтяных залежей: Тез.докладов XIX

науч.-технич. конференции молодых ученых и специалистов. - Бугульма, 1985.-С.44.

5. Ибатуллин Р.Х., Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М., Ахметзянов P.P. Совершенствование автоматизации проектирования разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 4. - С.Зб - 39.

6. Латифуллин Ф.М. Комплекс программ для анализа запасов песчаных линз и слабопродуктивных коллекторов многопластового нефтяного месторождения // Информационный листок № 369-91. Татарский ЦНТИ. -Казань. -1991. - 4 с.

7. Латифуллин Ф.М. Подсистема двумерного моделирования САПР Разработка-1 ТатНИПИнефть// Разработка и повышение нефтеотдачи пластов месторождений Татарской и Удмуртской АССР. - Бугульма, 1986 -С.73-83.

8. Латифуллин Ф.М. Моделирование процессов разработки нефтяных месторождений на примере Бавлинской и Акташской площадей // Творческие возможности молодых нефтяников: Тез.докладов иаучно-технич.конф. -Альметьевск, 1987-С. 170-171.

9. Латифуллин Ф.М., Юсупов P.M., Глушенкова Т.Б. Комплекс программ по оценке структуры текущих запасов нефтяного месторождения по методикам Н.Н.Непримерова и Б.Ф.Сазонова// Информационный листок о научно-техническом достижении № 90-34 УДК 681.3:06:622.276 серия Р52.47.19 - Татарский межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды. -Казань, 1990.-4 с.

10. Латифуллин Ф.М., Ахметзянов P.P. Система автоматизированного проектирования разработки нефтяных месторождений (САПР РИМ) института ТатНИПИнефть// Вклад молодых ученых и специалистов в ускорение научно-технического прогресса и социально-экологического

развития республики: Тез.докл. науч. - практич. конф. - Ашхабад, 1989 -С.133-135.

11. Латифуллии Ф.М., Саттаров Р.З., Рогова В.А. Построение карт плотности остаточных извлекаемых запасов нефти на примере площадей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений// Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов -основа рациональной разработки нефтяных месторождений: Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений. -Альметьевск, 2000. - Т.2. - С.205 - 212.

12. Латифуллин Ф.М., Саттаров Р.З., Рогова В.А., Файзуллин И.Н. Построение карт остаточных извлекаемых запасов нефти Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения// Нефть Татарстана. - 2001. - № 2. -С.13 -17.

13. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Юсупов P.M., Ахметзянов P.P., Латифуллин Ф.М., Петухов А.Г. Методология и технология применения математических методов и средств вычислительной техники для анализа и прогноза разработки нефтяных месторождений в АО "Татнефть": Сб. трудов Международного симпозиума по применению математических методов и компьютеров в геологии, горном деле и металлургии. - Дубна, 1996-С.285-296.

14. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Латифуллин Ф.М., Нурутдинов Н.Р., Смирнов СВ. Компьютерная технология планирования и оценки технологической эффективности МУН ОАО "Татнефть"// Повышение нефтеотдачи пластов: Сб.трудов 12 Европейского симпозиума, Казань, 2003 - С.706 - 708.

15. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М., Диков В.И. Состояние работ по созданию постоянно действующей модели Ромашкинского месторождения// Техника и

технология добычи нефти на современном этапе: Сб.докладов научно-практической конф. - Альметьевск, 1998 - С.38 - 43.

16. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М и др. Создание постоянно действующих моделей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений республики Татарстан на основе АРМ ЛАЗУРИТ и пакеты программ фирмы Лендмарк// Нефтяное хозяйство. -1998. - № 7. - С.бЗ - 67.

17. Пат. 2191893. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения с большим количеством скважин и с продолжительным сроком эксплуатации/ Латифуллин Ф.М., Абдулмазитов Р.Г., Юсупов P.M., Хисамов Р.С. // Заявл. 18.07.2001; Опубл. 2002. Бюл. изобретения № 30.-5 с: ил.

18. Хисамов Р.С, Фархутдинов Г.Н., Хисамутдинов А.И., Латифуллин Ф.М., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Автоматизированный выбор проблемных участков для применения методов увеличения нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 10. - С.74 - 77.

19. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М. К вопросу о построении карт остаточных нефтенасыщенностей// Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов/ Тезисы докл. науч. - практич. конф. - Альметьевск, 1994 - С.142 -143.

20. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М. и др. Моделирование нефтяных месторождений на АРМ геолога "ЛАЗУРИТ"// Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе: Тезисы докл. науч.- практич. конф. - Альметьевск, 1996 - С.32 - 33.

21. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М. и др. Принципы построения САПР разработки нефтяных месторождений на примере создания и опыта эксплуатации САПР РНМ института ТатНИПИнефть//Математическое

обеспечение систем с машинной графикой: Тез.докладов VII науч.-технич. семинара. - Ижевск - Тюмень, 1990 - С.35.

22. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М., Ахметзянов P.P. Подход к автоматизации проектирования разработки нефтяных месторождений// Пути создания и совершенствования САПР; Тезисы докл. республиканской науч. -практич. конф. - Казань, 1987 - С.40 - 42.

23. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М., Насыбуллин А.В., Золотухин СВ. Гидродинамическое моделирование - основы рациональной разработки нефтяных месторождений// Техника и технология добычи нефти на современном этапе: Сборник докладов науч.- практич. конф. -Альметьевск, 1998 - С.205 - 208.

24. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М., Насыбуллин А.В. Новый инструмент для геологов Татнефти // Нефть Татарстана. - 1998. - № 1. -С.115-117.

Соискатель:

Ф. М .Латифуллин

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии Института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 12.10.2004 г. Заказ № 129 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Латифуллин, Фарит Миннеахметович

ВВЕДЕНИЕ.

1. МОДЕЛИРОВАНИЕ КРУПНЫХ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДЛИТЕЛЬНОЙ ИСТОРИЕЙ

1.1. Методика построения геолого-технологической модели.

1.2. Организация хранения и управление данными.

1.3. Автоматизация процесса моделирования.

Выводы раздела 1.

2. МЕТОДИКА АВТОМАТИЗИРОВАННОГО АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ КРУПНЫХ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДЛИТЕЛЬНОЙ ИСТОРИЕЙ.

2.1. Автоматизированное распределение отборов и закачки по пластам.

2.2. Методика расчета структуры остаточных запасов нефти.

2.3. Автоматизированная методика расчета таблиц геологических характеристик, технологических факторов воздействия и технологических показателей разработки.

Выводы раздела 2.

3. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ ПОИСК РЕШЕНИЙ ПО УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ.

3.1. Автоматизированный поиск проблемных участков.

3.2. Автоматизированный поиск участков для применения МУН.

3.3. Автоматизированный выбор скважин для зарезки БС,БГС и участков для бурения ГС.

Выводы раздела 3.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие методов анализа разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей на основе системы автоматизированного проектирования"

Основные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки. Она характеризуется неуклонным снижением добычи нефти из-за ухудшения структуры . остаточных запасов, ускоренным выбытием скважин из действующего фонда по причине обводнения, снижением эффективности проводимых геолого-технических мероприятий. На поздней стадии разработки обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввод в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти являются основными задачами. Решение этих задач требует тщательного анализа огромного количества геолого-промысловых данных, накопленных за всю историю разработки месторождения. В современном нефтедобывающем производстве для повышения эффективности данного анализа широко используются1 компьютерные базы данных, большой набор пакетов сервисных программ и различные геолого-технологические модели. Для месторождений создаются системы проектирования, анализа, контроля и управления процессами разработки, базирующиеся на построении постоянно действующих геолого-технологических моделей объектов, их регулярном уточнении по данным бурения новых скважин, гидродинамических исследований, промысловым данным; на выборе мероприятий по усовершенствованию системы разработки исходя из результатов математического моделирования [8,11,24,34,42,51,52,54,55,75-77].

На базе современной вычислительной техники за рубежом и в России создано разнообразное программное обеспечение для решения широкого круга задач проектирования и анализа разработки месторождений нефти и газа. Эти компьютерные программы предназначены для создания:

- интегрированных баз геологической, геофизической, гидродинамической, промысловой информации;

- цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения;

- двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных фильтрационных математических моделей процессов разработки;

- диалоговых систем и средств цветной машинной графики, обеспечивающих эффективную работу специалистов-геологов и технологов по разработке [3,26,28,42,46,51,64,77].

Наиболее известные зарубежные программные комплексы созданы фирмами Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Software Solutions, Tigress [78-82]. Зарубежными фирмами приводятся данные о значительном увеличении нефтеотдачи и текущей добычи благодаря использованию геолого-технологических моделей. За последнее десятилетие в связи с проникновением зарубежных компаний на российский рынок это направление более интенсивно стало развиваться и в России. Опыт работы с зарубежными системами позволил выявить ряд их недостатков применительно к российским условиям. Основными из них являются:

- незащищенность от зашумленности (сравнительно низкого качества и неполноты) исходных данных по отечественным объектам;

- большой объем требуемых вычислительных ресурсов (оперативная и дисковая память, быстродействие процессоров);

- чрезвычайно высокая трудоемкость адаптации гидродинамической модели для крупных многопластовых месторождений с длительной историей;

- закрытость программного обеспечения для их модификации, исправлений, добавлений;

- высокая стоимость лицензий и их поддержки.

В силу этого наряду с программными комплексами зарубежных фирм многие российские нефтяные компании используют отечественные программные продукты. Наиболее известными из них являются LAURA, ГЕОПАК, ТРИАС, ГРАНАТ, ТЕХСХЕМА, ЛАЗУРИТ и некоторые другие

4,5,6,7,15,18-22,44,45,69,72]. Эти программные комплексы обобщают многолетний опыт российских ученых и специалистов в области проектирования, анализа, контроля, управления процессами разработки и геолого-технологического моделирования нефтяных месторождений.

Большой вклад в моделирование нефтяных месторождений и развитие автоматизированной системы анализа и проектирования разработки внесли следующие ученые и специалисты: В.А.Бадьянов, Ю.Е.Батурин, В.Я.Булыгин, Д.В.Булыгин, Г.Г.Вахитов, Ю.А.Волков, В.А.Данилов, Л.Ф.Дементьев, В.И.Дзюба, В.М.Ентов, Н.А.Еремин, Ю.П.Желтов, М.Ю.Желтов, С.Н.Закиров, Э.С.Закиров, Р.Х.Закиров, А.Б.Золотухин, Р.Д.Каневская, Р.М.Кац, В.С.Ковалев, В.И.Леви, В.П.Майер, М.М.Максимов, М.В.Мееров, М.М.Мусин, А.И.Никифоров, Р.Х.Низаев, В.Н.Панков, М.Д.Розенберг, Л.П.Рыбицкая, Б.В.Сазонов, В.Б.Таранчук, Р.Т.Фазлыев, Н.И.Хисамутдинов, А.Н.Чекалин, Р.М.Юсупов и другие [6,13,14,17,23,25,30, 31,47,57, 60, 62, 63, 67,68,70].

В данной диссертационной работе предложена автоматизированная система анализа и проектирования разработки крупных многопластовых месторождений с длительной историей, созданная на основе оригинальной геолого-технологической модели, методики распределения отборов и закачки по пластам, расчета структуры остаточных запасов нефти и автоматизации поиска проектных решений по усовершенствованию системы разработки.

Актуальность проблемы. Несмотря на вступление основных нефтяных месторождений Республики Татарстан - Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Первомайского, Бондюжеского - на позднюю стадию разработки около половины остаточных извлекаемых запасов и годовой добычи нефти в ОАО «Татнефть» приходится на долю этих объектов. В связи с этим исследование и дальнейшее развитие компьютерных методов анализа и проектирования разработки крупных многопластовых месторождений имеют практическое значение и актуальны.

Целью работы является совершенствование методов анализа и проектирования разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей путем создания автоматизированной системы.

Основные задачи исследований: создание геолого-технологической модели многопластового нефтяного месторождения; составление алгоритмов и компьютерных программ распределения отборов нефти, жидкости и закачки воды по пластам, расчета структуры остаточных запасов нефти; автоматизация поиска проектных решений по усовершенствованию системы разработки.

Научная новизна. Основные научные результаты диссертационной работы заключаются в следующем.

1. Разработана геолого-технологическая модель с иерархически взаимосвязанными элементами, позволяющая эффективно моделировать многопластовые нефтяные месторождения с длительной историей разработки и большим числом скважин.

2. Решена задача распределения отборов нефти, воды, закачки агентов по пластам исходя из свойств флюидов, коллекторов, характера залегания пластов, интервалов перфорации.

3. Получены зависимости остаточной нефтенасыщенности и плотности остаточных запасов нефти от свойств флюидов, коллекторов, объемов добычи нефти, воды и закачки агентов по пластам.

4. Определены принципы разбиения нефтяного месторождения с большим числом скважин на относительно самостоятельные участки -элементы воздействия, их ранжирования по сложности геологического строения, интенсивности технологических факторов воздействия и эффективности технологических показателей разработки.

5. Научно обоснован выбор участков для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), водоизоляционных работ, скважин кандидатов для зарезки боковых, боковых горизонтальных стволов (БС,БГС) и участков для бурения горизонтальных скважин (ГС).

Основные защищаемые положения.

1. Методика построения геолого-технологической модели крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей разработки.

2. Методика автоматизированного распределения отборов нефти, воды, закачки агентов по пластам.

3. Методика расчета остаточной нефтенасыщенности и плотности остаточных запасов нефти.

4. Методика автоматизированного выбора участков для проведения МУН, водоизоляционных работ, скважин — кандидатов для зарезки БС,БГС и участков для бурения ГС.

Достоверность результатов работы обеспечивается многочисленным тестированием программ при различных исходных данных, сопоставлением их с результатами ручного счета на контрольных примерах, сравнением их со значениями аналогичных параметров трехмерных моделей наиболее известных зарубежных пакетов, результатами их применения в промысловых условиях.

Практическая значимость. С использованием предложенных в работе методов анализа разработки крупных многопластовых месторождений выполнен расчет характеристик геологического строения, технологических факторов воздействия, технологических показателей разработки Ромашкинского месторождения по группам площадей и в целом. Определена динамика основных параметров процесса разработки пластов кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения. Предложенная в работе модель в институте ТатНИПИнефть используется также при анализе, составлении технологических схем и проектов разработки ряда других месторождений Республики Татарстан.

Степень внедрения результатов исследований. Предложенные в работе методы анализа разработки крупных многопластовых месторождений реализованы в виде пакета прикладных программ «ЛАЗУРИТ», который внедрен во всех НГДУ ОАО «Татнефть», в институте ТатНИПИнефть, в ТатАСУнефть, в ряде малых нефтяных компаний Татарстана. Пакет программ «ЛАЗУРИТ» установлен на факультете геологии нефти и газа КГУ (г.Казань), в УГНТУ (г.Уфа), в Октябрьском филиале УГНТУ, в АГНИ (г.Альметьевск) и используется при подготовке специалистов для нефтяной промышленности.

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на XIX научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ТатНИПИнефть (г.Бугульма, 1985г.), на республиканской научно-практической конференции «Пути создания и совершенствования САПР» (г.Казань, 1987г.), на научно-практической конференции «Вклад молодых ученых и специалистов в ускорение научно-технического прогресса и социально-экологического развития республики» (г.Ашхабад, 1989г), в VII научно-техническим семинаре «Математическое обеспечение систем с машинной графикой» (г.Тюмень, 1990г.), на научно-практической конференции «Математическое и физическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов» (г.Казань, 1990 г.), на научно-практической конференции «Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов» (г.Альметьевск, 1994г.), на Первой Международной Конференции «Компьютерная графика, банки данных, компьютерное моделирование в нефтяной геологии» (г.Санкт-Петербург, 1995г.), на Международном симпозиуме по применению математических методов и компьютеров в геологии, горном деле и металлургии (г.Дубна, 1996г.), на научно-практической конференции «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе» (г.Альметьевск, 1996г.), на научно-практической конференции «Техника и технология добычи нефти на современном этапе» (г.Альметьевск, 1998 г.), на Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений (г.Альметьевск, 2000 г), на Всероссийской научно-технической конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (г.Альметьевск, 2001 г), на 12 Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», (г.Казань, 2003г.), на региональной научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами», (г.Ижевск, 2003г.), на научно-практической конференции «Новые методы и технологии проектирования разработки и обустройства месторождений», (г.Пермь, 2004г.).

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов и выводов. Работа изложена на 111 страницах, в том числе 32 рисунка, 17 таблиц и список использованной литературы из 82 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Латифуллин, Фарит Миннеахметович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана геолого-технологическая модель с иерархически взаимосвязанными элементами, позволяющая эффективно моделировать многопластовые нефтяные месторождения с длительной историей разработки и большим числом скважин.

2. Разработаны способы автоматизированного управления базами геолого-промысловых данных и процессом моделирования, повышающие надежность обработки данных, снижающие необходимое для моделирования время.

3. Предложена методика автоматизированного распределения отборов нефти, жидкости и закачки воды по пластам.

4. Получены зависимости остаточной нефтенасыщенности и плотности остаточных запасов нефти от свойств флюидов, коллекторов, характера залегания пластов, интервалов перфорации, объемов добычи нефти, воды и закачки агентов. Изготовлены компьютерные программы расчета структуры остаточных запасов нефти.

5. Разработана автоматизированная методика расчета геологических характеристик, технологических факторов воздействия и технологических показателей разработки крупных многопластовых месторождений отдельно по площадям, по группам площадей, по пластам и по месторождению в целом.

6. На основе предложенных методик выполнен расчет характеристик геологического строения, технологических факторов воздействия и технологических показателей разработки Ромашкинского месторождения по группам площадей и в целом.

7. Определена динамика основных параметров процесса разработки пластов кыновского и пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения.

8. Предложен метод вычисления интегральных показателей сложности геологического строения, интенсивности технологических факторов воздействия и эффективности технологических показателей разработки участков нефтяного месторождения — элементов воздействия.

9. Разработаны методики автоматизированного поиска участков для применения МУН и выбора скважин для зарезки БС,БГС, участков для бурения ГС.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Латифуллин, Фарит Миннеахметович, Бугульма

1. Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т.1. М., ВНИИОЭНГД996. 280 с.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем /Пер. с англ. под ред. М.М.Максимова. М.: Недра, 1982. - 407с.

3. Акчурина Н.Ч., Хмелевский С.М. Построение постоянно действующей геолого-технологической модели локальной залежи АВ68 Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2001. - №10 - С.48 -52.

4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. -211с.

5. Батурин Ю.Е., Майер В.П. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазовой фильтрации «Техсхема»//Нефтяное хозяйство. -2002. №3. - С.38-42.

6. Болотник Д.Н., Макарова Е.С., Рыбников А.В., Саркисов Г.Г. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии//Нефтяное хозяйство. 2001. - №3. -С.7-10.

7. Борисов А.Н., Алексеев А.В. и др. Обработка нечеткой информации в системах принятия решений. М.: Радио и связь, 1989. -304 с.v 13. Булыгин В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта. М.: Недра,1974.-232 с.9

8. Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1990. - 224 с.

9. Булыгин Д.В., Фахретдинов Р.Н., Рамазанов Р.Г. Использование системы ТРИАС для применения методов воздействия на пласт//Нефтяное хозяйство. 2003. - №10. - С.86-90.

10. Бус А.А., Латифуллин Ф.М. Комплекс программ для схематизации и моделирования условий разработки нефтяных залежей: Тез.докладов XIX науч.-технич. конференции молодых ученых и специалистов. Бугульма, 1985. - С.44.

11. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970. -248 с.

12. Гумерский Х.Х., Демин С.З., Керим-Заде B.C., Немченко Т.А. Программно-аппаратный комплекс геологического моделирования ГеоМПАК// Нефтяное хозяйство. 2000. - № 10-С.42-48.

13. Гумерский Х.Х., Демин С.З., Керим-Заде B.C., Немченко Т.А., Клюев Л.В., Михеев О.В. Концепция создания центра управления добычей нефти и газа//Нефтяное хозяйство. 2001. - № 3 - С. 1-6.

14. Гумерский Х.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П., Шахвердеев А.Х. Расширение возможностей использования программы «LAURA» при создании постоянно действующей модели месторождения//Нефтяное хозяйство. 2003. - № 10 - С.78-81.

15. Гумерский Х.Х., Шахвертдиев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Компьютерная технология для оптимального управления процессом системной разработки нефтяных месторождений//Нефтяное хозяйство.2001.- № 10 — С.44-47.

16. Данилов В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. М.: Недра, 1980. - 264с.

17. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. -М.: Недра, 1983. 188 с.

18. Динариев О.Ю., Евсеев Н.В., Храпова Е.И. Анализ и обработка геолого-технологической информации средствами виртуальной реальности// Нефтяное хозяйство. 2000. - №10 - С.57-59.

19. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984.- 207с.

20. Закиров Р.Х., Байгильдина Л.Ш., Осипова Е.А., Мальцев Е.Ф., Егоров А.Е., Басков В.Н. Внедрение информационных технологий на нефтедобывающих предприятиях//Нефтяное хозяйство. 2000. - №11 -С.50-53.

21. Ибатуллин Р.Х., Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М., Ахметзянов P.P. Совершенствование автоматизации проектирования разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 4. - С.36 - 39.

22. Ковалев B.C., Либерман Л.Б., Лихницкая Н.Ю., Киршбаум В.Э. Автоматизация работ по проектированию разработки месторождений//Нефтяное хозяйство. 1989. - № 8. - С.32-35.

23. Коллинз Р. Течение жидкости через пористые материалы/ Пер. с англ. Под ред. Г.И.Баренблатта. М.: Мир, 1961. - 350с.

24. Кофман А. Введение в теорию нечетких множеств. М.: Радио и связь, 1982.-432 с.

25. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования /Пер. с англ. под ред. М.М.Максимова. - М.: Недра, 1979. -303 с.

26. Латифуллин Ф.М. Комплекс программ для анализа запасов песчаных линз и слабопродуктивных коллекторов многопластового нефтяного месторождения//Информационный листок № 369-91. Татарский ЦНТИ. Казань. -1991. - 4 с.

27. Латифуллин Ф.М. Подсистема двумерного моделирования САПР Разработка-1 ТатНИПИнефть// Разработка и повышение нефтеотдачи пластов месторождений Татарской и Удмуртской АССР. -Бугульма, 1986 -С.73-83.

28. Латифуллин Ф.М. Моделирование процессов разработки нефтяных месторождений на примере Бавлинской и Акташской площадей // Творческие возможности молодых нефтяников: Тез.докладов научно-технич.конф. -Альметьевск, 1987 С. 170 - 171.

29. Латифуллин Ф.М., Саттаров Р.З., Рогова В.А., Файзуллин И.Н. Построение карт остаточных извлекаемых запасов нефти Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения// Нефть Татарстана. -2001. № 2. -С. 13 - 17.

30. Луценко В.В. Оценка целесообразного объема использования трехмерных математических моделей при проектировании объектов разработки// Нефтяное хозяйство. 2000. - №1 - С.53-56.

31. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987. -358 с.

32. Майер В.П. Области применения гидродинамических моделей трехфазной фильтрации «Техсхема» и нелетучей нефти//Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8 - С.44-47.

33. Майер В.П., Батурин Ю.Е. Программный комплекс «Техсхема»// Нефтяное хозяйство. -2004. № 2 - С.52 - 53.

34. Макарова Е.С., Саркисов Г.Г. Основные этапы трехмерного гидродинамического моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов//Нефтяное хозяйство. 2001. - № 7 - С.31-33.

35. Максимов М.И., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976. -264с.

36. Мелехов А.Н. Ситуационные советующие системы с нечеткой логикой. М.: Наука, 1990. - 272 с.

37. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань: КГУ, 1979.-212 с.

38. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. -Казань: Таткнигоиздат,1985. 176 с.

39. Муслимов P. X. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. -Казань: КГУ, 2002. 596 с.

40. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Т.1. М.:ВНИИОЭНГ, 1995. - 490с.

41. Низаев Р.Х. Гидродинамические расчеты технологических показателей разработки нефтяных месторождений по блочно-осредненноймодели двухфазной фильтрации. Автореф. диссер. на соис. уч.ст. к.т.н. Бугульма, 1991. 23 с.

42. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М.: Недра, 1973. — 238 с.

43. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З. и др. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М., ВНИИОЭНГ. - 2000.- 104 с.

44. Уидроу Б., Стирнз С. Адаптивная обработка сигналов. -М., Радио и связь, 1989. 440 с.

45. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. Автореф. диссер. на соис. уч.ст. к.т.н. -Бугульма, 2002. 24 с.

46. Халимов Э.М., Леви Б. И., Пономарев С.А. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984. -271с.

47. Хасанов М.М., Краснов В.А., Карачурин Н.Т., Маналов Т.Ф. и др. Автоматизация процесса проектирования и моделирования разработки месторождений НК «ЮКОС»//Нефтяное хозяйство. 2003. - №10 - С.92-95.

48. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых месторождений. Казань: Мониторинг. -1996.-286 с.

49. Хисамов Р.С., Фархутдинов Г.Н., Хисамутдинов А.И., Латифуллин Ф.М., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г.

50. Автоматизированный выбор проблемных участков для применения методов увеличения нефтеизвлечения// Нефтяное хозяйство. 2003. - № 10. - С.74 - 77.

51. Чекалин А.Н. Численные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах. Казань: КГУ, -1982. - 208 с.

52. Шахвердеев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Моделирование залежей нефти с позиции системной оптимизации процессов//Нефтяное хозяйство. 2000. - №12 - С. 19-23.

53. Шелепов В.В. Мониторинг разработки нефтяных месторождений с использованием системы ТРИАС//Нефтяное хозяйство. 2003. - № 11 -С.49-50.

54. Юсупов P.M. Математическое моделирование управления процессом вытеснения нефти водой из неоднородного пласта. Автореф. диссер. на соис. уч.ст. к.ф.-м.н. Казань, 1987. - 15 с.

55. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М. К вопросу о построении карт остаточных нефтенасыщенностей// Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов: Тезисы докл. науч. практич. конф. - Альметьевск, 1994 - С. 142 - 143.

56. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М. и др. Моделирование нефтяных месторождений на АРМ геолога "ЛАЗУРИТ"// Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе: Тезисы докл. науч.- практич. конф. Альметьевск, 1996 - С.32 - 33.

57. Юсупов Р.М., Латифуллин Ф.М., Ахметзянов P.P. Подход к автоматизации проектирования разработки нефтяных месторождений//

58. Пути создания и совершенствования САПР: Тезисы докл. республиканской науч. -практич. конф. Казань, 1987 - С.40 - 42.

59. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М., Насыбуллин А.В. Новый инструмент для геологов Татнефти // Нефть Татарстана. 1998. - № 1. -С.115 - 117.

60. Юсупов P.M., Хисамов Р.Б., Лиходедов В.П., Сулейманова Т.М., Хамидуллина А. Н. Обеспечение точности параметров для подсчета запасов с применением трехмерной модели месторождения//Нефтяное хозяйство. 2000. - № 2 - С.37-39.

61. Brill J.P. and Mukherjee Н.: Multiphase Flow in Wells, SPE Monograph Series, Vol. 17, Richardson, 1999.

62. Landmark Graphic Corporation, VIP-EXECUTIVE Technical Reference, Version 4.0.

63. Munoz M.: Eclipse 100 User Course passim, 1998.

64. Odeh A.S. Comparison of Solution to a Tree-Dimensional Black-Oil Reservoir Simulation Problem // JPT. January 1981. - Vol. 33. - P. 13-25.

65. Omre K.H., Selna K. and Tjelmeland H.: Simulation of random functions on large lattices. Proceedings from the 4th Geostatistical Congress, September 1992, Troia, Portugal.