Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Системная интенсификация технологии разработки нефтяных месторождений на поздней стадии

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Системная интенсификация технологии разработки нефтяных месторождений на поздней стадии"

На правах рукописи

Ситдикова Динара Файрузовна

СИСТЕМНАЯ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ

Специальность 25.00.17- «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Уфа-2006

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Токарев Михаил Андреевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Хафизов Айрат Римович; кандидат технических наук Денисламов Ильдар Зафирович.

Ведущая организация

Центр химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан

Защита состоится «7» июня 2006 года в /5"30на заседании диссертационного совета Д.212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов,!.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « 6 » мая 2006 года.

Учёный секретарь диссертационного совета

5773

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

В результате анализа объектов с учётом разреженной сетки скважин на первом этапе и более уплотнённой на втором этапе разработки появляется возможность оценить конечную нефтеотдачу при различных технологических показателях первого и второго этапа. На втором этапе разработки произошла оптимизация плотности сетки скважин и гидродинамических характеристик. Научное обобщение результатов системного уплотнения сстки скважин даёт уникальный тане для оценки влияния уплотнения сетки скважин на конечную нефтеотдачу. При этом нужно иметь в виду, что данное обобщение актуально и для других нефтяных регионов России, в частности для большого количества месторождений Западной Сибири, разбуривавшихся в семидесятые годы.

Несмотря на оптимизацию технологических характеристик на поздней стадии, необходимо применять методы интенсификации разработки, которые позволят добыть оставшиеся извлекаемые запасы имеющимся фондом скважин. Цель работы

Оценка влияния системных изменений технологических показателей разработки нефтяных месторождений на конечную нефтеотдачу пласта, рекомендации по методологии оценки возможных потерь нефтеотдачи при разной стратегии разработки и пути интенсификации извлечения остаточных запасов на поздней стадии.

Объект исследования: терригенная толща нижнего карбона севера и северо-запада Башкортостана.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных анализа опыта разработки нефтяных месторождений. В работе использовались опробированные методики

I #

-а < О

£

о О 5- 5 с

-г ю .. -т,

и о си

адаптационных геолого-промысловых моделей (АГПМ), статистическое моделирование.

Основные задачи исследований:

1 Анализ состояния разработки группы месторождений севера и северо-запада Башкортостана с высоковязкой нефтью, характеризующихся двумя основными этапами.

2 Оценка конечных показателей разработки для условий технологических показателей по первому и второму эхапу разработки.

3 Оценка конечных показателей разработки анализируемых объектов для технологических условий второго этапа разработки с оценкой возможных потерь нефтеотдачи с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей.

4 Анализ величины остаточных запасов на поздней стадии разработки, получение регрессионных моделей для оценки остаточных запасов с учётом геолого-физических характеристик.

Научная новизна работы

Проведено системное исследование влияния изменения технологических характеристик разработки на конечные значения нефтеотдачи пласта и водонефтяного фактора. Показаны прогнозные значения прироста конечной нефтеотдачи и конечного водонефтяного фактора в результате уплотнения сетки скважин на втором этапе разработки.

С помощью адангационных геолого-промысловых моделей, учитывающих все основные геолого-физические свойс!ва объектов разработки и позволяющих моделировать технологические характеристики, проведена оценка возможных потерь конечной нефтеотдачи за счёт длительного этапа разработки при редкой сетке скважин.

С помощью регрессионного анализа получены модели для оценки величины остаточных балансовых и извлекаемых запасов на одну

работающую скважину по анализируемой группе объектов, выявлено определённое постоянство этой величины и рост на протяжении последних 8-10 лет разработки. Для интенсификации процесса разработки рекомендованы методы воздействия на призабойную зону пласта и методы повышения нефтеотдачи, исходя из физико-химических свойств пластовых флюидов, геологической неоднородности и технологических характеристик разработки.

Практическая значимость работы

1 Результаты работы использовались в чтении курса лекций «Контроль и регулирование процесса извлечения нефти», для студентов четвёртого курса специальности 130503 кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» горно-нефтяного факультета УГНТУ, а также используются при выполнении курсовых и дипломных работ.

2 Результаты исследований по оценке эффективности и системной интенсификации методов повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта внедрены и используются на нефтяных предприятиях ОАО АНК «Башнефть» и ОАО АНК «Татнефть».

Апробация работы

Материалы по оценке точности прогноза извлечения запасов промыслово-статистическими методами на примере месторождений с трудноизвлекаемыми запасами докладывались на пятьдесят четвёртой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (Уфа, УГНТУ); материалы по оценке эффективности методов повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта докладывались на 1У-м Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, ОАО АНК «Бапт-нефть»).

Публикации результатов работы

По теме диссертации опубликовано семь печатных работ, в том числе две статьи в научно-техническом журнале «Интервал», три статьи в

журнале «Нефтегазовое дело», две работы докладывались на 54-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных и на IV Конгрессе нефтегазопромышленников России.

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, 5 1лав и заключения. Объём машинописного текста 169 страниц. Работа содержит 16 рисунков, 26 таблиц, библиография содержит 103 наименования, фафические приложения 50 страниц.

Автор благодарит за помощь при работе с промысловым материалом коллектив УДН «Чекмагушнефть», НПО «Геопроект», заведующего кафедрой РНГМ Зейгмана Ю.В. и научного руководителя д-ра геол,-минерал. наук М.Л.Токарева, за постановку задачи и постоянное внимание к работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введепии кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, методы решения поставленных задач, основные задачи, научная новизна, практическая значимость, апробация работы, публикации, а также структура и объём работы.

Первая глава посвящена анализу методических представлений о влиянии технологии разработки на конечные показатели разработки для месторождений нефти, различающихся между собой начальными запасами, продуктивными площадями, толщинами пласта, фильтрационно-емкост-ными параметрами, неоднородностью, слоистостью, прерывистостью, свойствами пластовых флюидов, пластовыми давлениями, температурами и т. д.

В решение данной проблемы большой вклад внесли: А.А.Крылов, В.Н.Щелкачёв, М.А.Жданов, М.М.Иванова, И.Г.Псрмяков, С.А.Султанов, Р.Х.Муслимов, С.Н.Закиров, К.С.Баймухаметов, Э.М.Халимов, Р.С.Хиса-

мов, В.Ф.Усенко, Е.В.Лозин, В.С.Асмоловский, И.М.Назмиев и многие другие.

Рассмотрено влияние уплотнения сетки скважин на текущую и конечную нефтеотдачу, темпы отбора нефти и их роль при оптимизации разработки. К основным целям регулирования процесса эксплуатации залежей относятся: улучшение динамики добычи нефти за весь период разработки, обеспечение максимального конечного коэффициента нефтеотдачи объекта разработки за проектный срок разработки, максимально возможное ограничение затрат на эксплуатацию место-рождения. Другими словами, целью регулирования разработки является повышение эффективности выработки запасов.

Оценена роль системы заводнения при разработке нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой.

Рассмотрена оптимизация технологических элементов системы разработки как основа для проведения методов увеличения нефтеотдачи МУН пластов (объектов). При реализации практически всех методов увеличения нефтеотдачи на первом этапе так или иначе оптимизируются гидродинамические условия разработки, основными их которых являются плотность сетки скважин и система заводнения.

Сделаны выводы о том, что оптимальным является такой вариант регулирования, который обеспечивает за каждый данный отрезок времени максимальную текущую нефтеотдачу всех участков, зон, пластов или объектов разработки месторождения при минимальной добыче попутной воды, создании условий обеспечения максимальной конечной нефтеотдачи и минимальных затратах по месторождению в целом.

Интенсификацию процесса разработки проводят на основе большого числа технологических и экономических критериев. Технологические критерии - обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата

вытеснением и др. Экономические критерии - обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др. Множество частных критериев обусловлено сложностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включающему выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных народнохозяйс! венных затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи.

Во второй главе приводится геолог о-промысловая характеристика анализируемой группы объектов: рассмотрена стратиграфо-тектоническая приуроченность объектов разработки, литолого-фациальная характеристика объектов разработки, приведена характеристика физико-химических, ёмкостных характеристик и геологической неоднородности объектов разработки. Проведён анализ текущего состояния объектов разработки, рассмотрена динамика фактических показателей разработки за весь период эксплуатации, таких как:

• годовая добыча нефти, жидкости, закачка рабочего агента;

• накопленные значения добычи нефти, жидкости, закачки рабочего агента;

• количество работающих и работавших добывающих и нагнетательных скважин;

• нефтеотдача пласта и годовой темп отбора балансовых запасов

• обводнённость и водонефтяной фактор;

• плотность сетки скважин.

В третьей главе рассмотрена методология прогноза текущих и конечных показателей разработки объектов с помощью промыслово-статистических методов и с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей (АГПМ), рассмотрены условия их применения для условий объектов с трудноизвлекаемыми запасами на поздней стадии разработки.

Существует множество промыслово-статистических методов определения текущих и конечных показателей разработки для прогноза конечных показателей разработки - нефтеотдачи и водонефтяного фактора, по нашей группе объектов выбраны методики Гайсина Д.К., Пирвердяна A.M., Камбарова Г.С. и «БашНИПИнефть».

С помощью АГПМ производится прогноз текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора анализируемого объекта. Прогноз этих показателей производится по нескольким вариантам, соответствующим различным элементам технологии разработки.

При проведении прогнозных расчетов максимального коэффициента нефтеотдачи в данных геолого-промысловых условиях необходимо для этих методик решить три основные задачи:

1) применимость тех или иных методик для характерных групп

месторождений с различными геолого-физическими условиями;

2) определение граничных условий, для которых прогнозы реальны;

3) определение, с какой и на какую стадию разработки наиболее

рационально получение прогнозных значений

Погрешность оценки конечного коэффициента извлечения нефти КИН зависит как от той стадии, на которой проводится прогноз, так и от сложности строения анализируемых объектов.

Анализ, проведенный М.А. Токарсвьм и В.Ш. Мухаметшиным на примере девонских залежей Башкирии и месторождений терригенной толщи нижнего карбона, находящихся на поздней стадии разработки, позволил оценить точность основных промыслово-статистических методов, применяемых при прогнозе нефтеотдачи.

Для оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи в настоящее время имеет смысл рекомендовать применение не имеющих аналогов адаптационных геолого-промысловых моделей, которые получены на основе статистической обработки промысловых данных по группам родственных месторождений. Получение этих моделей связано с большой

трудоемкостью, однако применение АГПМ позволяет полунить значения потенциальной нефтеотдачи по данным обьектам разработки при использовании в системе разработки. АГПМ позволяет ответить на конкретный вопрос: является ли применение тех или иных технологий повышения нефтеотдачи или интенсификации совершенствованием технологий разработки, действительно ли позволяет повысить нефтеотдачу пласта, когда нефтеотдача превышает потенциальную. Метод АГПМ позволяет учесть влияние различных факторов, влияющих на нефтеотдачу. Если применяются физико-химические методы повышения нефтеотдачи и одновременно осуществляется бурение новых скважин (гидродинамические методы повышения нефтеотдачи), мы можем уточнить потенциальную нефтеотдачу без учета этих скважин, т.е. снять гидродинамическое воздействие и оценить только физико-химический метод или наоборот.

На рисунке 1 приведена прогнозная динамика нефтеотдачи по фактическим данным, рассчитанная с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей до уплотнения сетки скважин и после уплотнения.

После проведения классификации объекта дальнейший анализ производится с помощью геолого-статистических моделей для соответствующей группы.

Для повышения надежности геолого-статистических моделей, в рабочую выборку включают только объекты, геолого-физические параметры которых находятся в пределах изменения подобных параметров для соответствующей группы.

В настоящее время используется множество промыслово-статистических методов для определения текущих и конечных значений нефтеотдачи и "водонефтяного фактора. Применение этих методов при прогнозных расчетах должно осуществляться комплексно, выбранной группой методов.

Обводневнсть, °Л> —■— до уплотнения * после уплотнения

Рисунок 1- Прогнозная динамика нефтеотдачи

В четвёртой главе проведён анализ эффективности оптимизации элементов технологии разработки, и их влияния на конечную нефтеотдачу пласта. Практически все анализируемые объекты претерпели два этапа разработки, характеризующиеся различными элементами технологии, особенно плотности сетки скважин. Из таблицы 1 видно, что на втором этапе разработки произошло уплотнение сетки скважин и (практически по всем объектам) произошла оптимизация гидродинамических характеристик, в результате чего увеличились извлекаемые запасы нефти.

Оценены возможные потери нефтеотдачи за счёт неоптимальных условий технологии разработки с учётом конкретных геолого-промысловых условий. При оценке конечной нефтеотдачи по каждому месторождению использовались методы Камбарова Г.С., Пирвердяна A.M., Гайсина Д.К.. «БашНИПИнефтъ» и оценивалась средняя величина конечной нефтеотдачи при технологических показателях первого этапа разработки. На текущий момент времени оценивалась конечная нефтеотдача при плотности сетки скважин второго этапа. Оптимизация плотности сетки на втором этапе позволила получить прирост нефтеотдачи от двух до пятнадцати пунктов.

Таблица 1 - Прогнозные показатели разработки по объектам с высоковязкой нефтью по технологическим условиям первого и второго этапов

Номер объекта Год начала разработки Плотность сетки скважин на конец I этапа, га/скв 1 Год окончания первого этапа Плотность сетки скважин на конец И этала, га/скв. Относит прирост извлекаемых запасов за счёт уплотнения сетки скважин 1 Прирост нефтеотдачи с учётом оптимизации сетки скважин, % Доп добыча нефти за счет оптимизации сетки скв , тыс т

1 1957 24 1985 18 1,123 5,53 7296

2 1971 20,2 1990 20 1,045 2,3 528,68

3 1958 30 1982 20 1,251 9,03 2216,1

4 1957 22 1977 16 1,096 5,09 1948,1

5 1977 13 1982 10 1,084 4,73 648,67

6 1975 13 1985 12 1,051 2,39 84,797

7 1972 43 1984 33 1,142 6,18 66,497

8 1964 20 1982 15 1,094 3,95 1260,1

9 1962 3 1982 2 1,102 4,87 1173,7

10 1960 24 1982 16 1,430 15,4 2850,8

11 1969 14 1986 9 1,776 12,8 2468,1

12 1963 13 1987 10 1,339 9,65 445,44

13 1965 40 1986 23 1,133 4,91 1068,9

14 1964 12 1981 10 1,048 2,65 71,179

15 1969 16 1980 15 1,012 0,53 31,217

16 1967 76 1985 60 1,571 4,45 57,361

17 1969 13 1985 12 1,205 8,11 9294,5

18 19691 82 1986 25 2,067 16 1264,6

При оценке возможной потенциальной нефтеотдачи проведенной с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей, при различной схеме разбуривания объекта разработки отмечается, что более ранняя оптимизация плотности сетки скважин позволяет достигнуть конечной нефтеотдачи на 3-5 пунктов выше, чем при запаздывании с оптимизацией разбуривания.

Просматривается рост темпов отбора нефти при увеличении плотности сетки скважин на втором этапе разработайте результате чего, растёт значение безразмерного времени т, равного отношению накопленной добычи жидкости к балансовым (геологическим) запасам месторождения. И

как следствие всего вышесказанного растёт срок эксплуатации месторождения.

В пятой главе проведён анализ динамики остаточных запасов нефти по анализируемым объектам терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Республики Башкортостан. Для оценки остаточных запасов проведён регрессионный анализ по группе объектов.

Пределы изменчивости характеристик анализируемых объектов разработки: глубины залегания пласта Н, площади нефтеносности Бнефт., пористости т, коэффициент нефтенасыщенности к„, коэффициент проницаемости Кпр, пересчётный коэффициент Ь, плотность нефти р1(| вязкость нефти |1Н содержание серы в, содержание смол и асфальтенов АСПО, пластовая температура Т - сведены в таблицу 2.

Таблица 2 - Геолого-физические и физико-химические параметры

пластовых систем

Значение параметра н, м внефт., тыс м2 т, доли ед К, доли ед Кпр, 2 мкм Ь, доли ед Рн> г/см3 Цн> мПа с в, % АСПО, % Т 'С

тш тах 1200 1557 270 126402 0,18 0,25 0,80 0,92 0,06 1,00 0,916 0,977 0,868 0,923 8,8 36,2 2,4 4,0 15,2 28,7 2: 3]

Динамика остаточных запасов нефти на конечной стадии разработки по анализируемым объектам ТТНК севера и северо-запада Республики Башкортостан приведена на рисунках 2,3.

Как видно из рисунков 2 и 3, на нервом этапе разработки (до 1993 года) идет резкое уменьшение остаточных запасов нефти на одну рабошющую скважину по всем объектам, что связано с высокими темпами отбора нефти из скважин. При дальнейшей разработке по технико-технологической причине величина остаточных запасов на одну работающую скважину на некоторых объектах растёт, а затем темпы уменьшения остаточных запасов резко снижаются, а по некоторым объектам стабилизируются.

годы

Присвоенный номер объекта:

* 12 -«—13 15---17

Рисунок 2- Динамика остаточных балансовых запасов по группе объектов терригенной толщи нижнего карбона

——8 -9 -а—11 12 13 — 15---17

Рисунок 3 - Динамика остаточных извлекаемых запасов по группе объектов терригенной толщи нижнего карбона

В таблице 3 приведены параметры, используемые для получения моделей позволяющих прогнозировать значения остаточных запасов на одну работающую скважину с помощью регрессионного анализа.

Основным параметром являются остаточные запасы, приходящиеся на 1 работающую скважину при максимальных темпах отбора С>ои тах .

Таблица 3 - Параметры, используемые для регрессионного анализа

Номер объекта Яост тах Вязкость нефти Цн Коэффициент неоднородности Кнеод Асфаль-теныи смолы А+С Гидропро-водность кЬ/ц площадь водонеф-тяной зоны (}внз

XI Х2 ХЗ Х4 Х5 Х6

1 189,5 22,0 1,2 62,0 37,2 44,8

3 118,8 22,0 2,0 62,0 23,3 42,3

4 270,2 15,0 1,0 62,0 37,4 28,0

8 46,5 22,0 11,0 25,0 10,4 35,0

11 18,4 25,0 17,7 17,0 6,5 25,0

12 164,3 17,5 16,8 42,0 11,7 25,0

13 109,5 19,0 23,0 16,0 10,0 32,0

14 106,6 15,3 0,5 19,0 39,5 25,0

15 91,2 15,3 10,0 15,0 11,0 25,0

С помощью программы 81а^зйса 6.0 рассчитываем остаточные запасы, приходящиеся на одну работавшую скважину при различных значениях безразмерного времени т:

Яост (т) при т-о, 5,1,1,5,2 =а«+ а,Х1+а2Х2+азХз+.....+а„хш

после подстановки вместо зависимых переменных значения остаточных запасов, приходящихся на одну работающую скважину при различных т (таблица 4), получена модель для прогнозирования значений остаточных запасов.

Таблица 4 - Остаточные запасы, приходящиеся на одну работающую скважину

я 5 и >0 ю о о. и 2 о К Остаточные запасы, приходящиеся на 1 работающую скважину

при тах темпах отбора при т-0,5 при Т=1 при т=1,5 при т=2

1 189,5 107 62 38 27

3 118,8 61 40 30 25

4 270,2 133 88 50 53

8 46,5 40 20 15 15*

И 18,4 17 5 5* 5*

12 164,3 30 16 16* 16*

13 109,5 65 33 20 18

14 106,6 105 46 38 36

15 91,2 27 20 20* 20*

Коэффициенты при параметрах, полученные методом регрессионного анализа с помощью программы 81аЙ81юа 6.0, приведены в таблице 5. Таблица 5 - Коэффициенты и статистические характеристики регрессионного анализа для прогноза остаточных запасов при различных

значениях т

Коэффициенты при параметрах Коэффициент корреляции 15=0,962

т=0,5 т=1 7=1,5 т=2

Свободный член аО -78,2752 -50,6106 12,40234 27,034С

Чосг шах а1 0,4306 0,4750 0,09773 0,1254.)

тн а2 2,6849 3,0248 -0,41845 -0,2854

Кнеод аЗ -0,0109 -1,6483 -0,44514 -0,7314

Л+С а4 -1,2393 -1,0682 -0,17949 -0,205 У

Шт а5 2,3872 0,1360 0,43082 0,1736'

(2вю аб 1,0485 0,6585 0,34656 -0,0867

Остаточные запасы, приходящиеся на одну скважину при различных т, фактических и рассчитанных с применением метода регрессионного анализа приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Остаточные запасы, приходящиеся на 1 скв. при

различных х, тыс.т

Номер объекта Чост- при т=0,5 Чост- при т=1 <Ьст- при 1=1,5 Чост- ПРИ х=2

расчЬг факт расчёт фат расчёт факт расчёт фак

1 121,3 107 72,3 62 41,6 38 33,5 27

3 55,1 61 33,9 40 27,5 30 21,8 25

4 120,1 133 78,8 88 46,8 50 47,2 53

8 31,2 40 17,7 20 15,0 15 12,2 15*

11 17,3 17 3,8 5 4,3 5* 4,7 5*

12 41,2 30 25,9 16 19,8 16* 21,6 16*

13 57,2 65 26,3 33 17,4 20 14,2 18

14 105,7 105 47,0 46 38,5 38 36,5 36

15 35,8 27 24,4 20 21,2 20* 23,4 20"

*- Предполагаемое значение Яост

Как видно из рисунка 4, средние значения расчётных и фактических значений остаточных запасов по трем группам объектов (по- степени неоднородности) имеют высокую степень корреляции, это свидетельствует об адекватности описания данного процесса при помощи полученной регрессионной модели.

Анализируемые объекты разделены на две группы по степени неоднородности. По первой группе неоднородность изменяется от 0,5 до 2, . среднее значение вязкости составляет 18,75 мПа-с. По второй группе

неоднородность изменяется от 10 до 23, среднее значение вязкости > составляет 19,76 мПах. Динамика остаточных расчётных и фактических

балансовых запасов по группам в зависимости от безразмерного времени приведена на рисунке 4.

—Д—1 группа факт — •— 1 группа расчет

—±—2 группа факт —# ~ 2 группа расчет

Рисунок 4 - Динамика остаточных запасов

Проведённая оценка величины остаточных запасов по анализируемым объектам даёт интегральную характеристику этих запасов, и их динамика во времени ясно показывает, что при существующих темпах отбора извлечь их имеющимся фондом скважин практически невозможно. При значительном выбытии скважин по техническим и технологическим причинам проблема доразработки этих объектов становится ещё более неразрешимой. На данном этапе необходимо провести комплекс мер, позволяющих интенсифицировать процесс извлечения остаточных запасов.

Для того, чтобы было возможно провести интенсификацию процесса разработки, необходимо провести комплекс исследований по оценке положения и концентрации остаточных запасов или их дифференциацию.

Ввиду того, что проведение новых исследований связано со значительными материальными затратами, рекомендуется следующий алгоритм работ:

1 Провести временной анализ карт изобар с оценкой направления фильтрационных потоков, положения нейтральных линий тока, зон

постоянно низких градиентов давлений совместно с имеющимися картами изопахит, литолого-фациальными картами и промысловым материалом по добывающим и нагнетательным скважинам. Данный анализ позволит выявить зоны с возможной высокой концентрацией остаточных запасов.

♦ 2 Использование программ «Взаимодействие» по анализу динамических

рядов добывающих и нагнетательных скважин также может более надёжно оценить положение застойных зон и остаточных запасов 3 На некоторых объектах разработки продуктивные пласш перекрыты стеклопластиковыми хвостовиками СПХ, позволяющими проводить временные исследования с помощью индукционного каротажа ИК для определения насыщенности пластов.

Анализ всех имеющихся материалов по исследованию скважин с СПХ совместно с промысловым материалом и данными методов радиометрии позволит решить серьёзную методическую задачу о положении зон с остаточными запасами и факторами, влияющими па их положение.

Проведя дифференциацию положения остаточных запасов и имея в виду, что эта задача вероятностная, можно рекомендовать методы воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации выработки. В настоящее время в регионе применяются десятки методов воздействия на пласт, однако многие из них по механизму воздейс1вия на пласт идентичны, а следовательно, должны применяться наиболее

»

доступные. Рассматривая методы интенсификации для объектов на стадии разработки, по-видимому, следует отказаться от применения гидроразрыва пласта, как достаточно дорогого метода с неопределёнными результатами по эффективности воздействия.

По объектам с низкой проницаемостью и заглинизированными коллекторами следует рекомендовать системное воздействие на добывающие и нагнетательные скважины с целью разглинизации пласта

в призабойной зоне. Достаточно эффективно для данного региона виброволновое воздействие на продуктивные пласты.

Так как все объекты приурочены к четвёртой структурной группе, то значительные запасы приурочены к тонким гидродинамически изолированным пластам. При интенсификации выработки запасов в этих пластах следует рекомендовать разукрупнение объекта разработки с изоляцией обводнившихся пластов и регулирования работы добывающих и nai нетательных скважин в технически возможных пределах.

Для многих объектов в настоящее время рекомендуется прекращение добычи нефти и закачки воды с целью создания возможности гравитационного и капиллярного процесса регенерации залежи. При этом через несколько лет добывные возможности скважин на этом участке значительно увеличатся. Примером могут служить старые объекты на территории УДН «Ишимбайнефть».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1 Все анализируемые объекты, в той или иной степени, претерпели два этапа разработки, характеризующиеся различными элементами технологии, особенно плотности сетки скважин. Анализируя объекты с учётом разреженной сетки скважин на первом этапе и более уплотнённой на втором этапе разработки, появляется возможность оценить конечную нефтеотдачу пласта при различных технологических показателях первого и второго этапа

2 Оценены возможные потери нефтеотдачи за счёт неоптимальных условий технологии разработки с учётом конкретных геолого-промысловых условий с использованием методов Камбарова Г.С., Пирвердяна A.M., Гайсина Д.К., «БашНИПИнефть» при технологических показателях первого и второго этапа разработки. Оптимизация плотности сетки на втором этапе позволила получить прирост нефтеотдачи от двух до пятнадца ти пунктов.

3 С помощью AI 1 IM произведён прогноз текущих и конечных значений нефтеотдачи пласта и водонефтяного фактора анализируемого объекта по нескольким вариантам, соответствующим различным элементам технологии разработки. При оценке возможной потенциальной нефтеотдачи проведенной с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей, при различной схеме разбуривания объекта разработки выявлено, что более ранняя оптимизация плотности сетки скважин позволяет достигнуть конечной нефтеотдачи на 3-5 пунктов выше, чем при запаздывании с оптимизацией разбуривания.

4 С помощью регрессионного анализа получены модели для оценки величины остаточных балансовых и извлекаемых запасов на одну работающую скважину по анализируемой группе объектов Средние значения расчётных и фактических значений ос i а точных запасов по двум группам объектов (по степени неоднородности), имеют высокую степень корреляции, это свидетельствует об адекватности описания данного процесса при помощи полученной регрессионной модели.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ

В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1 Чинаров A.C., Токарев М.А , Ситдикова Д.Ф. Оценка точности прогноза извлечения запасов промыслово-статистическими методами на примере месторождений с трудноизвлекаемыми запасами //Материалы 54-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ 2003.- С.51.

2 Токарев М.А. Чинаров A.C. Ситдикова Д.Ф. Оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта. //IV Конгресс нефтегазопромышленников России «Повышение

эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений»: Тез.докл.- Уфа, 2003.- С. 38-40.

3 Токарев М.А. Чинаров A.C. Ситдикова Д.Ф. Сравнительная оценка надежности способов контроля за эффективностью методов повышения нефтеотдачи и пути их совершенствования.//Научно-технический журнал «Интервал»,- 2003.-№8 (55).- С.24-27.

4 Токарев М.А. Смирнов В.Б. Ситдикова Д.Ф. Исследование петрографических характеристик пород Кирско-Коттынского лицензионного участка с породами коллекторами северо-запада Башкортостана. // Научно-технический журнал «Интервал»,- 2003.-№8 (55).- С. 28-31.

5 Токарев М.А., Ситдикова Д.Ф., Чинаров A.C. Повышение эффективности выработки объектов с высоковязкой нефтью при оптимизации гидродинамическою воздействия на пласт. .- Уфа- «Нефтегазовое дело» http..//www.ogbus.ru, 2006г.

6 Ситдикова ДФ., Надыров А.Р., Токарева Н.М. Анализ влияния системно! о изменения т ехнологии на конечные показатели разработки по группе нефтяных месторождений.-Уфа: «Нефтегазовое дело» http..//www.ogbus.ru, 2006г.

7 Токарев М.А., Ситдикова Д.Ф., Надыров А.Р. Характеристика остагочных запасов по группе объектов ТТНК Северо-Запада Башкортостана и проблемы их доразработки.- Уфа: «Нефтегазовое дело» http..//www.ogbus.ru, 2006г.

г

1

Подписано в печатьОЧ.05,05Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. ТиражЭО. Заказ 404.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

¿OO&A aT79 '

6.9779

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ситдикова, Динара Файрузовна

Введение.

1. Анализ методических представлений о влиянии технологии разработки на конечные показатели.

1.1 Плотность сетки скважин как основной элемент технологии разработки нефтяных месторождений и её роль в оптимизации конечных показателей.

1.2 Темпы отбора нефти и их роль при оптимизации разработки.

1.3 Роль системы заводнения при разработке нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой.

1.4 Оптимизация технологических элементов системы разработки, как основа для проведения методов увеличения нефтеотдачи МУН пластов (объектов).

1.5 Выводы.

2. Геолого-промысловая характеристика анализируемой группы объектов разработки с трудноизвлекаемыми запасами.

2.1 Стратиграфо-тектоническая приуроченность объектов разработки.

2.2 Литолого-фациальная характеристика объектов разработки.

2.3 Характеристика физико-химических, емкостных характеристик и геологической неоднородности объектов разработки.

2.4 Анализ текущего состояния объектов разработки.

3. Методология прогноза текущих и конечных показателей разработки объектов.

3.1 Характеристика промыслово-статистических методов оценки текущих и конечных показателей разработки.

3.2 Условия применения промыслово-статистических методов прогноза для условий объектов с трудноизвлекаемыми запасами на поздней стадии.

3.3 Методология применения АГПМ.

3.4 Выводы.

4. Анализ эффективности оптимизации элементов технологии разработки и их влияния на конечную нефтеотдачу.

4.1 Анализ оптимизации плотности сетки скважин по анализируемым объектам.

4.2 Влияние оптимизации сетки скважин на текущую и конечную нефтеотдачу.

4.3 Модели для прогноза конечной нефтеотдачи с учётом геологической неоднородности при различной плотности сетки скважин.

4.4 Прогнозная оценка конечной нефтеотдачи с помощью АГПМ для «гипотетических» условий ранней оптимизации плотности сетки скважин.

4.5 Выводы.

5. Геолого-промысловые условия планирования интенсификации извлечения остаточных запасов.

5.1 Характеристика остаточных запасов анализируемой группы объектов.

5.2 Рекомендации по применению методов интенсификации разработки для извлечения остаточных запасов.

5.3 Методика промыслового анализа для интенсификации извлечения остаточных запасов на поздней стадии.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Системная интенсификация технологии разработки нефтяных месторождений на поздней стадии"

Обеспечение полноты извлечения природного углеводородного сырья из недр относится к одной из важнейших и актуальнейших задач нефтяной и газовой отрасли промышленности. Основными параметрами оптимизации являются плотность сетки скважин, система заводнения, направление фильтрационных потоков, а также системное применение различных методов воздействия на призабойную зону.

Проблема повышения выработки месторождений углеводородного сырья связана с прогнозированием и предупреждением причин формирования остаточной нефти, газа, битума. К этим причинам относятся неоднородное строение коллектора, особенно по проницаемости пород; различия в свойствах пластовой нефти и вытесняющего агента, усиливающиеся в условиях проявления аномально вязких свойств нефти; неоднородное поле скоростей фильтрации и градиентов давлений. Эти причины обуславливают ускоренный прорыв вытесняющего агента в добывающие скважины, низкие коэффициенты вытеснения и охвата пластов дренированием.

Месторождения Волго-Уральского региона промышленно разрабатываются с 40-х годов прошлого столетия. За это время из недр только республик Татарстан и Башкортостан извлечено свыше 4,1 млрд. тонн нефти и л более 160 млрд. м попутного газа, т.е. добыто около 30% накопленной добычи нефти за 100-летнюю историю нефтедобычи России. С начала разработки нефтяных месторождений отобрано свыше 77% начальных извлекаемых запасов. Ускоренными темпами вырабатываются активные запасы легких девонских нефтей. Из года в год повышаются доля трудноизвлекаемых запасов вязких тяжёлых нефтей в каменноугольных отложениях и битумов в пермских отложениях.

Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений базируется, в основном, на оптимизации гидродинамических условий вскрытия и работы пластов. До оптимизации гидродинамических условий разработки нефтяных месторождений, важнейшим элементом которой является плотность сетки скважин, практически не рационально применять вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи. В связи с ростом трудноизвлекаемых запасов по большинству нефтяных месторождений Волго-Уральской НГП, необходимо постоянно адаптировать систему разработки к изменяющейся структуре запасов, т.е. оптимизировать систему разработки. По большинству объектов, ввиду долгого срока эксплуатации, происходит выбытие добывающих скважин при сохранении или даже росте остаточных запасов на одну добывающую скважину.

Все анализируемые объекты, в той или иной степени, претерпели два этапа разработки, характеризующиеся различными элементами технологии, особенно плотности сетки скважин. Анализируя объекты с учётом разреженной сетки скважин на первом этапе и более уплотнённой на втором этапе разработки, появляется возможность оценить конечную нефтеотдачу при различных технологических показателях первого и второго этапа. На втором этапе разработки произошла оптимизация плотности сетки скважин и, практически по всем объектам, произошла оптимизация гидродинамических характеристик. В сложившейся обстановке вопросы оптимизации технологических показателей разработки, основными из которых является плотность сетки скважин и система заводнения, являются актуальными, т.к. позволяют определить время наиболее интенсивного воздействия на пласт методами увеличения нефтеотдачи. Необходимы методические подходы, позволяющие, во-первых - оценить возможные потери нефтеотдачи при технологических показателях, не достигших оптимальных значений, во-вторых - определить время достижения и характеристики (значения) оптимальных показателей разработки, при которых становится эффективным внедрение интенсивных методов воздействия на пласт.

Цель работы. Оценка влияния системных изменений технологических показателей разработки нефтяных месторождений, на конечную нефтеотдачу, рекомендации по методологии оценки возможных потерь нефтеотдачи при разной стратегии разработки и пути интенсификации извлечения остаточных запасов на поздней стадии.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных анализа опыта разработки нефтяных месторождений. В работе использовались опробированные методики адаптационных геолого-промысловых моделей (АГПМ), статистическое моделирование.

Задачи исследований:

1. Анализ состояния разработки группы месторождений, севера и северо-запада Башкортостана, с высоковязкой нефтью, характеризующихся двумя основными этапами.

2. Оценка конечных показателей разработки для условий технологических показателей по первому и второму этапу разработки.

3. Оценка конечных показателей разработки анализируемых объектов для технологических условий второго этапа разработки с оценкой возможных потерь нефтеотдачи с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей.

4. Анализ величины остаточных запасов на поздней стадии разработки, получение регрессионных моделей для оценки остаточных запасов с учётом геолого-физических характеристик.

Научная новизна. На основе имеющегося опыта разработки группы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, обусловленными повышенной вязкостью нефти и высокой геологической неоднородностью объектов разработки, относящихся к четвёртому иерархическому уровню, проведено системное исследование влияния изменения технологических характеристик разработки на конечные значения нефтеотдачи и водонефтяного фактора. Показаны прогнозные значения прироста конечной нефтеотдачи и конечного водонефтяного фактора в результате уплотнения сетки скважин на втором этапе разработки.

С помощью адаптационных геолого-промысловых моделей, учитывающих все основные геолого-физические свойства объектов разработки, и позволяющих моделировать технологические характеристики, проведена оценка возможных потерь конечной нефтеотдачи за счёт длительного этапа разработки при редкой сетке скважин. Проведена оценка величины остаточных балансовых и извлекаемых запасов на одну работающую скважину по анализируемой группе объектов, выявлено определённое постоянство этой величины или даже рост на протяжении последних 8-10 лет разработки. Для интенсификации процесса разработки рекомендованы методы воздействия на призабойную зону пласта и методы повышения нефтеотдачи, исходя из физико-химических свойств пластовых флюидов, геологической неоднородности и технологических характеристик разработки.

Практическая ценность работы.

1 Результаты работы использовались в чтении курса лекций «Контроль и регулирование процесса извлечения нефти», для студентов четвёртого курса специальности 130503 кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» горно-нефтяного факультета УГНТУ, а также используются при выполнении курсовых и дипломных работ.

2 Результаты исследований по оценке эффективности и системной интенсификации методов повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта внедрены и используются на нефтяных предприятиях ОАО АНК «Башнефть» и ОАО АНК «Татнефть».

Апробация работы. Материалы по оценке точности прогноза извлечения запасов промыслово-статистическими методами на примере месторождений с трудноизвлекаемыми запасами докладывались на пятьдесят четвёртой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (Уфа, УГНТУ); материалы по оценке эффективности методов повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта докладывались на IV-m Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, ОАО АНК «Башнефть»).

Структура и объём работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Объём машинописного текста 169 страниц. Работа содержит 16 рисунков, 26 таблиц, библиография содержит 103 наименования, графические приложения 50 страниц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ситдикова, Динара Файрузовна

4.5 Выводы

Оптимальная плотность сетки — это такая плотность, при которой наблюдается максимальная гидродинамическая связь по объекту разработки.

При оценке конечной нефтеотдачи по каждому месторождению использовались методы Камбарова Г.С., Пирвердяна A.M., Гайсина Д.К., «БашНИПИнефть» и оценивалась средняя величина конечной нефтеотдачи при технологических показателях первого этапа разработки. На текущий момент времени оценивалась конечная нефтеотдача при плотности сетки скважин второго этапа. Оптимизация плотности сетки на втором этапе позволила получить прирост нефтеотдачи от двух до пятнадцати пунктов. Если в 60-х годах и начале 70-х годов в проектах, техсхемах разработки месторождений Башкирии преобладали сетки с УПС = 24-36-48 га/скв, то с середины 70-х годов проектируются сетки с УПС = 12; 16; 20 га/скв, а иногда и более плотные (8 га/скв) [71]. Более Поздняя публикация других авторов [22] говорит о том, что для терригенной толщи девона Башкортостана оптимальные УПС находятся в пределах 15-20 га/скв, а для терригенной толщи нижнего карбона — 6-12 га/скв.

При оценке возможной потенциальной нефтеотдачи проведенной с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей, при различной схеме разбуривания объекта разработки отмечается, что более ранняя оптимизация плотности сетки скважин позволяет достигнуть конечной нефтеотдачи на 3-5 пунктов выше, чем при запаздывании с оптимизацией разбуривания.

Просматривается рост темпов отбора нефти при увеличении плотности сетки скважин на втором этапе разработкив результате чего, растёт значение безразмерного времени т, равного отношению накопленной добычи жидкости к балансовым (геологическим) запасам месторождения. И как следствие всего вышесказанного растёт срок эксплуатации месторождения.

5. Геолого-промысловые условия планирования интенсификации извлечения остаточных запасов

5.1 Характеристика остаточных запасов анализируемой группы объектов

Динамика остаточных запасов нефти по объектам приведена на рис.5.1, 5.2, 5.3, 5.4. Как видно из графиков, на первом этапе идет резкое падение остаточных запасов нефти по всем объектам, это связано с высокими темпами отбора нефти из скважин. Дальше наблюдается некоторая стабилизация, а после уплотнения сетки скважин — рост и дальнейшая стабилизация остаточных запасов приходящихся на одну работающую скважину. В таблице 5.1 приведены остаточные запасы, приходящиеся на 1 работающую скважину по группе объектов.

Для оценки остаточных запасов был проведён регрессионный анализ по группе объектов. Регрессионный анализ выполняется в рамках модели, в которой переменные X и Y (возможно векторозначные) связаны зависимостью Y(X)=f(X)+e, где е - случайная переменная. Это уравнение называется уравнением регрессии, а функция f(X) - функцией регрессии. Относительно случайной величины е обычно делается предположение, что она имеет нормальное распределение с нулевым математическим ожиданием, другими словами если наблюдения yt представимы в виде у;= / (xj + sh то случайные величины г, должны быть независимы и иметь одинаковые нормальные распределения с нулевыми математическими ожиданиями и одинаковыми дисперсиями.

Методы регрессионного анализа используются для решения следующих задач:

1. Подбор функции регрессии f(X), которая наилучшим образом аппроксимирует исходные данные. Критерием наилучшего подбора обычно выступает критерий минимума суммы квадратов. При этом, как правило, функцию f(X) выбирают таким образом, чтобы она имела вид f(X)=b0(p0(X)+ b,(p,(X)+ b2(p2(X)+.-.+ bm(pm(X), где функции о

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

Крещено-Булякское м-е Манчаровское м-е Абдуллинское м-е -+— Манчарово-Игметовская пл.Манч.м-я

Исанбаевская пл. Щелкановское м-е Чермасанское м-е

Юсуповское м-е Илишевское м-е

Таймурзинское м-е Яркеевское м-е Манчаровская пл. Манч м-я —— Игметовская пл. Манч.м-я

Андреевское м-е х Менеузовское м-е

Карача-Елгинское м-е — Саитовское м-е

200 180 160 н а 140 из н

3120 0 3

100 со и 3

1 60 н о 40 20 0

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995

Крещено-Булякское м-е -«— Таймурзинское м-е

Манчаровское м-е —Яркеевское м-е

-*— Абдуллинское м-е —Манчаровская пл. Манч м-я Манчарово-Игметовская пл.Манч.м-я — Игметовская пл. Манч.м-я —— Исанбаевская пл. Андреевское м-е

Шелкановское м-е Менеузовское м-е ж— Чермасанское м-е —Карача-Елгинское м-е —— Юсуповское м-е

2000 2005 годы н cj н л о

2 м

Й о u §

Ег1 О н cS Н CJ О

400 350 300 250 200 150 100

-♦— Крещено-Булякское м-е

Манчаровское м-е -*— Абдуллинское м-е -+— Манчарово-Игметовская пл.Манч.м-я

Исанбаевская пл. Щелкановское м-е Чермасанское м-е

Юсуповское м-е Илишевское м-е Таймурзинское м-е —*— Яркеевское м-е —•— Манчаровская пл. Манч м-я

---Игметовская пл. Манч.м-я

Андреевское м-е Менеузовское м-е —Карача-Елгинское м-е -Саитовское м-е

Рис.5.3 - Динамика остаточных балансовых запасов приходящихся на одну работающую скважину

400 н 350 0 300 3

1 250 ей со 200 я т g 150 ев н 100

50

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995

-♦— Крещено-Булякское м-е -■- Таймурзинское м-е

Манчаровское м-е —к— Яркеевское м-е ж— Абдуллинское м-е —•— Манчаровская пл. Манч м-я

I— Манчарово-Игметовская пл.Манч.м-я —— Игметовская пл. Манч.м-я Исанбаевская пл. Андреевское м-е

Щелкановское м-е Менеузовское м-е

Чермасанское м-е Карача-Елгинское м-е —— Юсуповское м-е

Рис.5.4 - Динамика остаточных балансовых запасов приходящихся на одну работающую скважину

Заключение

В работе проведён Анализ методических представлений о влиянии технологии разработки на конечные показатели. Рассмотрены вопросы:

- плотности сетки скважин как основного элемента технологии разработки нефтяных месторождений и темпов отбора нефти и их роль в оптимизации конечных показателей,

- роли системы заводнения при разработке нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой,

- оптимизации технологических элементов системы разработки, как основы для проведения методов увеличения нефтеотдачи МУН пластов (объектов)

Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений базируется, в основном, на оптимизации гидродинамических условий вскрытия и работы пластов, являющихся актуальной задачей разработки нефтяных месторождений. Оптимальным является такой вариант регулирования, который обеспечивает за каждый данный отрезок времени максимальную текущую нефтеотдачу всех участков, зон, пластов или объектов разработки месторождения при минимальной добыче попутной воды, создании условий обеспечения максимальной конечной нефтеотдачи и минимальных затратах по месторождению в целом.

До оптимизации гидродинамических условий разработки нефтяных месторождений, важнейшим элементом которой является плотность сетки скважин, практически не рационально применять вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи.

Рассмотрена геолого-промысловая характеристика, стратиграфо-тектоническая приуроченность, литолого-фациальная характеристика, характеристика физико-химических, емкостных характеристик и геологической неоднородности анализируемой группы объектов разработки с трудноизвлекаемыми запасами. Проведён анализ текущего, состояния объектов разработки, анализ показателей разработки групп объектов на поздней стадии нефтеотдачи и водонефтяного фактора.

Приведена методология прогноза текущих и конечных показателей разработки объектов и характеристика промыслово-статистических методов и адаптационных геолого-промысловых моделей для оценки текущих и конечных показателей, а также условия применения промыслово-статистических методов прогноза для условий объектов с трудноизвлекаемыми запасами на поздней стадии.

Проведён анализ эффективности оптимизации элементов технологии разработки - плотности сетки скважин, и их влияния на конечную нефтеотдачу, текущий и конечный ВНФ, на текущие и конечные темпы отбора нефти.

Получены модели для прогноза конечной нефтеотдачи с учётом геологической неоднородности при различной плотности сетки скважин, оценена конечная нефтеотдача с помощью АГПМ для «гипотетических» условий ранней оптимизации плотности сетки скважин. Погрешность оценки эффекта зависит как от той стадии, на которой проводится прогноз, так и от сложности строения анализируемых объектов.

При использовании экстраполяционных методов погрешность оценки накапливается с ростом промежутка экстраполяции.

С помощью АГПМ производится прогноз текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора анализируемого объекта в интервале обводненности продукции, от 10 до 98%, Прогноз этих показателей производится по нескольким вариантам, соответствующим различным элементам технологии разработки.

Основными элементами технологии разработки являются система и плотность расстановки скважин, система заводнения, режимы работы скважин и, как следствие, темпы отбора жидкости из пласта. Увязывая между собой величину балансовых запасов, потенциальную продуктивность скважин и объекта разработки в целом, элементы технологии разработки и возможные .режимы скважин, получаем различные варианты реальных темпов отбора жидкости. При различных темпах отбора жидкости зависимости текущих значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора в координатах безразмерного времени практически не изменяются, но показатели разработки в координатах календарного времени изменяются очень в широких пределах. От величины темпов отбора зависит календарное время разработки объекта и, в конечном счете, экономические показатели разработки.

Рассмотрены геолого-промысловые условия планирования интенсификации извлечения остаточных запасов, характеристика остаточных запасов анализируемой группы объектов. Представлены рекомендации по применению методов интенсификации разработки для извлечения остаточных запасов.

Автором разработана методика промыслового анализа для интенсификации извлечения остаточных запасов на поздней стадии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ситдикова, Динара Файрузовна, Уфа

1. Абасов М.Т., Кондрушкин Ю.М., Листенгартен Б.М., Султанов Ч.А.: О рациональной плотности сетки скважин на стадии высокой обводненности залежей. // Нефтепром. дело, № 12, 1965, с. 7-12.

2. Абдулмазитов Р.Г., Емельянова Г.Г., Гавура В.Е., Муслимов Р.Х., Полуян И.Г.: Оценка потерь нефти от разрежения сетки скважин. // Нефт. хоз., № 3, 1989. с. 21 -24.

3. Абызбаев И.И., Леви Б.И.: Повышение эффективности разработки водонефтяных зон нефтяных месторождений платформенного типа. -М: Изд. ВНИИОЭНГ, 1979, 48 с.

4. Абызбаев И.И., Насыров Г.Г.: О факторах, влияющих на нефтеотдачу водонефтяных зон. // Геология нефти и газа, № 2, 1975,с. 60-63.

5. Амелин И.Д., Давыдов А.В., Лебединец Н.П., Сафронов СВ., Минчева Р., Павлов К., Шимон LLL, Кун Т., Балик Я.,Скалба В., Шурлей Я., Жидкович Д., Канович П.: Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. Москва, 1991, 151 с.

6. Ахмедов A.M., Мамедов М.К., Гусейнов АН., Набиев Г.И., Саркисян Б.М.: Оптимальные условия размещения нагнетательных скважин в разрезающем ряду. // Нефт. хоз., №1, 1966, с. 44-47.

7. Аширов К.Б.: О принципах рациональной разработки нефтяных месторождений. // Нефт. хоз., №10,1980, с, 33-36.

8. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Тимашев Э.М.: Сравнительный анализ разработки нефтяных месторождений Башкортостана. / Материалы совещания в г. Альметьевске, сент. 1995. Изд. ВНИИОНГ, 1996, с. 104-116.

9. Баймухаметов К.С. Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М.: Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. -Уфа. Изд. Китап, 1993, 280с.

10. Басниев КС, Кочина И.Н., Максимов В.М.: Подземная гидромеханика. -М: Изд. Недра, 1993, 415 с.

11. Бегишев Ф.А., Мингареев Р.Ш., Полуян И.Г., Горюнов А.И.: О предварительных результатах промышленного эксперимента на Бавлинском месторождении. // Геология нефти и газа, №6, 1959, с. 34-39.

12. Борисов Ю.П., Козлов Н.В.: О рациональной форме сетки скважин в прерывистых пластах. / Ежегодник Теория и практика добычи нефти. Изд. Недра, 1966, с. 250-269.

13. Вахитов Г.Г., Сургучев M.JL; Анализ влияния плотности сетки на эффективность методов повышения нефтеотдачи // Нефт. хоз. № 12, 1984, с. 34-38.

14. Выжигин Г.Б.: Влияние плотности расположения эксплуатационных скважин на разработку карбонатных залежей. // Нефтепромысловое дело, № 12, 1964, с. 3-5.

15. Выжигин Г.Б., Пилов А,А.: Влияние плотности сетки скважин на эффективность разработки залежей. // Нефт. хоз., №12, 1981, с. 26-29.

16. Геологическое строение и особенности разработки нефтяных месторождений терригенных отложений нижнего карбона и девона Башкортостана. /Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В.// М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 33с.

17. Гиматудинов Ш.К., Муравьев И.М., Евгеньев А.Е.: Механизм вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред. / Сб. Опыт разработки нефт. и газ. месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с, 359-364.

18. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И.: Физика нефтяного и газового пласта. Изд. Недра, 1982, 311с.

19. Говорова Г.Л.: Разработка нефтяных месторождений США. Изд. Недра, 1970, 270 с.

20. Гомзиков В.К., Молотова Н.А.: Оценка влияния плотности сетки на нефтеотдачу пластов. // Нефт. хоз. № 2, 1979, с.30-32.

21. Гомзиков В.К., Молотова Н.А.: Оценка конечной нефтеотдачи залежей Урало-Поволжья на ранней стадии их изученности. // Нефт. хоз., № 12, 1977, с. 24-26.

22. Грайфер В.И., Кузьмин А.З., Саттаров М.М.: Выбор оптимальных темпов разработки нефтяных месторождений при планировании добычи нефти. //Нефт. хоз., №4, 1976, с. 12-15.

23. Гришин Ф.А.: Зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин. // Геология нефти и газа, №5, 1961, с. 57-61.

24. Гришин Ф.А.: Плотность размещения скважин на новых нефтяных месторождениях США. // Геология нефти и газа, №9, 1960, с. 54-59.

25. Гузь Д.Д.: О рациональных темпах разработки нефтяных месторождений. // Нефт. хоз., № 9, 1963, с.24-30.

26. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Петраков A.M.: Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия. // Нефт. хоз. № 12, 2000, с.12-15.

27. Дадаева Э.А.: Плотность сетки скважин при промышленной реализации методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. / Обз. инф. Изд. ВНИИОЭНГ, вып. 9 (50), 1985, 43 с.

28. Демин Н.В., Усенко В.Ф., Шрайбер Е.И.: Оптимизация сеток скважин на месторождениях Башкирии. // Нефт. хоз., №5, 1982, с. 34-36.

29. Дияшев Р.Н., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Владимиров В,Т., Блинов А.Ф.: Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии.Изд.ВНИИОЭНГ, 1990, 56 с.

30. Довжок Е.М., Иванишин B.C., Оноприенко В.П., Микитко И.Т., Гунька Н.Н.: Опыт уплотнения сетки скважин на низкопроницаемом неоднородном объекте. // Нефт. хоз., № 9, 1982, с. 25-28.

31. Дорохов О.И., Максимов М.М.: Влияние плотности сетки эксплуатационных скважин на характер перемещения контуровнефтеносности на примере Бавлинского месторождения. / НТС по добыче нефти, вып. 14, Гостоптехиздат, 1961,с. 30-35.

32. Ефремов Е.П., Янин А.Н., Халимов Э.М.: Влияние совместной разработки на нефтеотдачу многопластовых объектов. // Нефт. хоз., № 8, 1981, с. 32-36.

33. Жданов С.А.: Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов. // Наука и технология углеводородов, № 6, 2000, с. 101-107.

34. Жданов С.А.: Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы. // Нефт.хоз.,№4, 2001, с. 38-40.

35. Желтов Ю.П.: Разработка нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1986,332 с.

36. Закиров С.Н.: Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -нефтеотдача». -М.: Издательский Дом «Грааль», 2002.- 313с.

37. Закиров И.С.: Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. / Канд. диссертация. ИПНГ РАН, 1996.

38. Корнилаев В.Н.: Изучение влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеотдачи в условиях прерывистого строения пластов. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 311 -316.

39. Коршунов И.В., Кац А .Я.: Влияние плотности сетки скважин на экономическую эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений. // Нефт. хоз., № 4, 1965, с. 19-25.

40. Крейг Ф.Ф.: Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Изд. Недра, 1974, 192 с.

41. Крылов А.П.: Основные задачи в области разработки нефтяныхместорождений. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 9-15.

42. Крылов А.П.: Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи. // Нефт, хоз., № 6, 1980, с. 28-30.

43. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А.: Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948,415 с.

44. Крылов А.П., Корнилаев В.Н.: К вопросу определения потерь нефти в пласте DI Туймазинской площади в зависимости от плотности сетки скважин. / НТС по добыче нефти, вып. 14, Гостоптехиздат, 1961, с. 25-30.

45. Кувыкин С.Н., Ованесов Г.П., Золоев Т.М., Шаевский Ю.И.: О нефтеотдаче в условиях неоднородного пласта. // Геология нефти и газа, № 12, 1961, с. 23-30.

46. Лебединец Н.П.: О плотности сетки скважин. // Нефт.хоз., №6, 2001, с. 54-55.

47. Лысенко В.Д.: Выбор плотности сетки скважин. //Нефт. хоз., № 8, 1981, с 29-32.

48. Максимов М.И.: Принципы регулирования процесса разработки и установление норм отбора нефти из пластов и скважин. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963,с.175-179.

49. Максимов С.П., Киров В.А., Клубов В.А. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. — М.: Недра, 1970.-801 с.

50. Максимов М.И., Рябинина З.К.: О значении редких сеток скважин для народного хозяйства и резервных скважин для повышения нефтеотдачи пласта. // Нефт хоз., № 3, 1967, с. 20-25.

51. Мартос В.Н., Куренков А.И., Ключарев B.C., Коваленко К.И.: Влияние геологических и технологических факторовна коэффициент нефтеотдачи. // Геология нефти и газа, № 4,1982, с. 1-4.

52. Маскет М.: Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953, 606 с.

53. Мелик-Пашаев B.C.: Определение плотности сетки скважин на различных стадиях разработки нефтяных залежей. //Нефт. хоз., №10, 1975, с. 29-31.

54. Миронов Т.П., Орлов B.C.: Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. Изд. Недра, 1977, 272 с.

55. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-0147035-209-87. М.: Изд-во стандартов, 1987. - 51 с.

56. Мовмыга Г.Т.: Влияние числа эксплуатационных скважин на коэффициент нефтеотдачи. // Геология нефти и газа, № 5, с. 39-44

57. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хисамов Р.Г.: Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. Изд.ВНИИОЭНГ, 1996,440 с.

58. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И.: Заводнение основа рентабельной эксплуатации залежей высоковязких нефтей. / Материалы совещания в г. Альметьевске, сент. 1995. Изд. ВНИИОЭНГ, . 996, с. 332-342.

59. Ованесов Г.П.: Опыт разработки нефтяных месторождений Башкирии с применением метода поддержания пластового давления. / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1957, с. 174-188.

60. Ованесов Г.П., Золоев М.Т., Кобелева В.А.: Состояние и перспективы разработки Туймазинского месторождения. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 42-49.

61. Овнатанов СТ., Карапетов К.А.: Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1970, 336 с.

62. Овнатанов СТ., Карапетов К.А.: Об учете влияния плотности размещения скважин на коэффициент нефтеизвлечения. // Нефтепром. дело, № 12, 1967, с. 31-33.

63. Оптимизация плотности сетки скважин / Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И.,Халимов Э.М. и др. Уфа: Башкнигоиздат, 1976. - 160с.

64. Пермяков И.Г.: Зависимость коэффициента использования запасов от фациальной характеристики коллектора. Расстояния между скважинами и скорости фильтрации. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 289-295.

65. Пермяков И.Г.: Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гостоптехиздат, 1959, 213 с.

66. Пермяков И.Г., Гудок Н.С.: О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти. // Нефт. хоз., № 6, 1961.

67. Сазонов Б.Ф.: Плотность сетки скважин и ее динамика в процессе разработки залежи. //Нефт. хоз. № 12, 2000, с. 26-28.

68. Саттаров М.М., Кузилов И.А.: Выбор оптимальной плотности сетки скважин при разработке нефтяных месторождений. Уфа. Башк. книжн. изд., 1966, 96 с.

69. Сергеев В.Б.: Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу водонефтяных зон залежей Арланского месторождения. // Нефт. хоз., № 2, 1985, с. 23-28.

70. Современное состояние и задачи по совершенствованию систем разработки нефтяных месторождений с заводнением.//Нефт. хоз., № 4, 1974, с. 1-7.

71. Сыртланов А.Ш., Баймухаметов К.С., Тимашев Э.М. Обобщение опыта разработки крупных нефтяных месторождений севера Башкирии в терригенных толщах нижнего карбона / БашНИПИнефть. Уфа, 1990 -Т.3,4,5- 138 с.

72. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. — 267с.

73. Токарев М.А.Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей,- Уфа: 1991. 90с.

74. Токарев М.А.: Использование геолого-статистических моделей для контроля текущей нефтеотдачи. // Нефт. хоз., № 11,1983, с. 35-39.

75. Токарев М.А., Щербинин В.Г., Брагин Ю.И.: Влияние распределения запасов нефти по скважинам на полноту выработки залежей. // Нефт. хоз., №7, 1978, с. 22-25.

76. Тухватуллин В.З., Валитов Ш.М., Хабирзялова А.А.: Влияние плотности сетки скважин на показатели разработки монолитных пластов. // Нефтепром. дело, №9, 1982, с. 10-11.

77. Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И., Асмоловский B.C., Халимов Э.М.: Использование новой методики для изучения влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу. // Нефт. хоз., №12,1973, с. 22-25.

78. Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И., Халимов Э.М., Бабалян ГА., Асмоловский B.C.: Оптимизация плотности сетки скважин. Уфа, Башк. книжн. изд., 1976, 160 с.

79. Устинов Н.Г., Дорофеева Е.С., Анпилогов А.П.: О состоянии разработки Туймазинского месторождения. // Геология нефти и газа, № 4, 1960, с. 29-33.

80. Фаттахов Б.З., Муслимов Р.Х.: Методические вопросы оптимизации плотности сетки скважин. // Нефт. хоз., № 7, 1978, с. 25-29.

81. Хаммадеев Ф.М., Султанов С.А., Полуян И.Г.: Экспериментальная разработка Бавлинского месторождения. Казань. Тат. книжн. изд., 1975, 112 с.

82. Хатмуллин Ф.Х., Назмиев И.М., Андреев В.Е., Котенёв Ю.А., Загидуллина .Н., Султанов Ш.Х.: Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. М.: ВНИИОЭНГ, 1999, 284с.

83. Цынкова О.Е., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т.: Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Изд. Недра, 1993, 160 с.

84. Чарный И.А.: Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, 1963, 396 с.

85. Черномордиков М.З., Шапиро Б.А.: К определению оптимальныхрасстояний между скважинами при разработке нефтяных залежей. // Нефт. хоз. №4, 1965, с. 25-28.

86. Шустеф И.Н.: Сопоставление эффективности законтурных и внутри контурных систем заводнения. // Нефт. хоз., №9, 1983, с. 50-53.

87. Щелкачев В.Н.: Анализ основ теории проектирования разработки нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима и применение центрального внутриконтурного заводнения. / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1957, с. 139-157.

88. Щелкачев В.Н.: Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения. // Нефт. хоз. № 6, 1974, с. 26-30.

89. Щербинин В.Г.: Расчёт комплексного показателя неоднородности на различных стадиях разработки месторождений // Проблемы нефти и газа. Тезисы докл.респ.научно-технической конференции Уфа, 1981 -с.60-61.

90. Christensen J.R., Stenby Е.Н., Skauge A.:Review of WAG field experience. // SPE Res. Eval. and Eug., April, 2001, p. 97-106.

91. Craze R.C., Buckly E.A.: Factual analysis of the effect of well spacing on oil recovery. // OGJ, August 24, 1946.

92. Craze R.C., Glanville J.W.: Plan your well spacing early. // OGJ, July 30, 1956, p. 216-241.

93. Van Everdingen A.F., Kriss H.S.: A proposal to improve recovery efficiency. //JPT, №7, 1980, p. 164-1168.

94. Wennemo S.E., Вое О., Olsen G.: Production experience boosts further oil development on the Troll field. Paper presentedat the 9th Europian Symposium on IOR, The Hague, 20-22 Oct.,1997.

95. Токарев М.А. Чинаров А.С. Ситдикова Д.Ф. Сравнительная оценка надежности способов контроля за эффективностью методов повышения нефтеотдачи и пути их совершенствования. Научно-технический журнал «Интервал», №8 (55), 2003.

96. Ситдикова Д.Ф., Надыров А.Р., Токарева Н.М. (УГНТУ). Анализ влияния системного изменения технологии на конечные показатели разработки по группе нефтяных месторождений.-Уфа: «Нефтегазовое дело» http.//www.ogbus.ru, 2006г.

97. Токарев М.А., Ситдикова Д.Ф., Чинаров А.С. Повышение эффективности выработки объектов с высоковязкой нефтью при оптимизации гидродинамического воздействия на пласт.- Уфа: «Нефтегазовое дело» http.//www.ogbus.ru, 2006г.

98. Токарев М.А., Ситдикова Д.Ф., Надыров А.Р. (УГНТУ). Характеристика остаточных запасов по группе объектов ТТНК Северо-Запада Башкортостана и проблемы их доразработки.- Уфа: «Нефтегазовое дело» http.//www.ogbus.ru, 2006г.