Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением методов увеличения нефтеизвлечения на основе математического моделирования

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением методов увеличения нефтеизвлечения на основе математического моделирования"

На правах рукописи

РАЗЖИВИН ДМИТРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА ОСНОВЕ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2005 г.

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

Научный руководитель:

доктор технических наук, старший научный сотрудник Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Вахитов Гадель Галяутдинович кандидат технических наук Хакимзянов Ильгизар Нургизарович

Ведущая организация:

ОАО Удмуртское научно-производственное предприятие НИПИнефть (г.Ижевск)

Защита состоится 24 ноября 2005 г. в 15 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д.222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектом институте нефти (ТатНИПИнефтъ) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г.Бугульма, ул.Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефтъ.

Автореферат разослан 24 октября 2005 года

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, старший научный сотрудник

к

Сахабутдинов Р.З.

ШоА

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Оценка промышленных запасов нефти по основным месторождениям Татарстана показывает, что в разрабатываемых месторождениях все более возрастает доля трудноизвлекаемых запасов. Для стабилизации добычи нефти проводятся мероприятия по стимуляции скважин и повышению нефтеизвлечения пластов. При этом в большинстве случаев мероприятия различного вида проводятся одновременно. Для эффективной разработки месторождений с использованием методов увеличения нефтеизвлечения необходимо учитывать как суммарный эффект от проводимых мероприятий по всему участку воздействия, так и вклад в добычу каждого мероприятия в отдельности. Кроме того, необходимо учитывать взаимовлияние проводимых мероприятий, возможный синергетический эффект которых невозможно учесть традиционными методиками оценки эффективности.

Цель работы. Исследование и совершенствование методик расчета эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ) при одновременном их проведении на основе геолого-гидродинамической модели месторождения нефти.

Основные задачи исследований:

• выделение гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и выделение зон влияния проводимых мероприятий;

• оценка эффективности применения гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения пластов;

• подбор наиболее эффективных геолого-технологических мероприятий.

Методы исследований. Основным инструментом исследований является математическое моделирование процессов движения флюидов в пласте на основе законов механики сплошных сред.

Научная новизна выполняемой работы. Основные научные результаты, полученные автором, заключаются в следующем:

1. Произведено группирование геолого-технологических мероприятий с учетом особенностей их механизма воздействия

2. Установлена зависимость выработки и распределения остаточной нефте-насыщенной толщины от глинистости продуктивных пластов.

3. Установлена зависимость распределения гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий от глинистости и остаточных нефтенасыщенных толщин.

4. Установлена зависимость суммарного и раздельного эффекта от гидродинамического воздействия на продуктивный пласт нефтяного месторождения.

Основные защищаемые положения.

1. Трехмерная геолого-гидродинамическая модель с оценкой выработки пластов и выявлением зон остаточных запасов нефти при проведении геолого-технологических мероприятий.

2. Определение гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и зон влияния проводимых мероприятий.

3. Метод оценки эффективности геолого-технологических мероприятий при одновременном применении гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения пластов.

Достоверность. Рассматриваемые в диссертации задачи и проблемы исследованы и решены с позиций современной гидродинамики, с использованием методов численного анализа.

Практическая пригодность методик устанавливалась на основе многочисленных математических экспериментов и сравнения с промысловыми данными. Справедливость алгоритмов совместного решения задачи оценки эффекта одновременного воздействия на пласт гидродинамическими и третичными методами доказана на основе сопоставления результатов расчетов с технико-экономическими показателями, полученными в процессе разработки нефтяного месторождения.

Практическая значимость: 1. Предложен метод определения выработки пластов нефтяного месторождения с использованием трехмерной геолого-гидродинамической модели на основе оценки остаточной нефтенасыщенной толщины.

2. Разработан метод выделения гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и выделения участков воздействия проводимых мероприятий.

3. Создан метод оценки суммарного и раздельного эффекта от применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизв-лечения пластов при одновременном их проведении.

На основе созданных методик разработаны: 1) технологии картопо-строения выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, зон влияния геолого-технологических мероприятий; 2) компьютерные программы оценки эффективности мероприятий при их одновременном проведении, которые включены в стандартную технологию составления проектной документации на разработку нефтяных месторождений в институте ТатНИПИнефть.

Степень внедрения результатов исследований. Основные рекомендации, полученные по результатам математического моделирования, использованы в технологической схеме разработки (TCP) Чеканского (2001 г.), Сара-палинского месторождения (2003 г.), технико-экономическом обосновании бурения скважин под санитарную зону на Альметевской площади Ромашкин-ского месторождения (2003 г.), опытное применение технологий методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) на участке 2-го блока Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения (2004 г.).

В работах произведен расчет показателей разработки с одновременным внедрением различных мероприятий.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции «Прогрессивные технологии поисков, разведки, доразведки и контроля за разработкой нефтяных месторождений. Нетрадиционные направления» (п. Джалиль, 11 апреля 2000 г.), научно-практической конференции «Новые идеи в поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений», посвященной 300-летию Горногеологической службы России и 50-летию ОАО «Татнефть» (г. Казань, 5-8 сентября 2000 г.), республиканской молодежной научно-практической конференции «Мы геологи XXI века» (г. Казань, 29 марта 2001 г.), научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения»,

посвященной 10-летию Академии Наук РТ (г. Казань, 28-30 ноября 2001 г.), технической ярмарке «Ярмарка идей ОАО Татнефть» (г. Альметевск, 30 ноября 2001 г.), республиканской молодежной научно-практической конференции «Мы геологи XXI века» (г. Казань, 20 мая 2002 г.), 12-й Европейском симпозиуме EAGE «Повышения нефтеотдачи пластов» (г. Казань, 08-10 сентября 2003 г.), «Московском форуме информационных технологий компании Landmark» (г. Москва, 16-18 сентября 2003 г.), научно-практическом семинаре журнала «Нефтяное хозяйство» «Использование информационных технологий при разработке месторождений» (р.п. Карабаш, 18-19 августа 2004 г.), IV открытой молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», (р.п. Джалиль, 24-25 сентября 2004 г.).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 116 страниц машинописного текста, 52 рисунка, 5 таблиц, 110 библиографических ссылок, в том числе 6 иностранных источников.

Публикация работы. Основное содержание диссертации изложено в 16 опубликованных работах.

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее реализация в производстве.

Большой вклад в развитие теории и практики методов математического моделирования внесли ученые и специалисты: В.А. Бадьянов, Г.И. Баренб-латт, Ю.Е. Батурин, Д.Н. Болотник, В.Д. Булыгин, Д.В. Булыгин, Г.Г. Вахи-тов, Ю.А. Волков, В.А. Данилов, Л.Ф. Дементьев, В.И. Дзюба, В.М. Ентов, H.A. Еремин, Ю.П. Желтов, М.Ю. Желтов, С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, Р.Х. Закиров, А.Б. Золотухин, Р.Д. Каневская, P.M. Кац, B.C. Ковалев, В.И. Леви, В.П. Майер, М.М. Максимов, М.В. Мееров, В.З. Минликаев, М.М. Мусин, А.И. Никифоров, Р.Х. Низаев, В.Н. Панков, М.Д. Розенберг, Л.П. Рыбицкая, Б.В. Сазонов, Э.В. Скворцов, В.Б. Таранчук, Р.Т. Фазлыев, И.Н. Хакимзянов, Н.И. Хисамутдинов, А.Н. Чекалин, А.Х. Шахвердиев, P.M. Юсупов, Н. Crichlow, К. Aziz, A. Settary, и другие

В первой главе на основе произведенного обзора методик оценки эффективности геолого-технологических мероприятий было показано, что геолого-гидродинамическая модель нефтяного месторождения как инструмент имеет большую достоверность и точность по сравнению с характеристиками вытеснения.

Предложено разделение множества геолого-технологических мероприятий на пять основных групп для оценки их эффективности с учетом особенностей их математического моделирования.

Группа I. Мероприятия, которые не влияют на структуру и параметры уравнений, описывающих течение жидкости в пористой среде. К этой группе относятся мероприятия по капитальному ремонту элементов конструкций скважин, ликвидации утечек, обрывов и отворотов штанг и другие.

Группа И. Мероприятия, которые не влияют на структуру и параметры математической модели пласта, но могут влиять на параметры конструкции и оборудования скважины. К таким мероприятиям относятся:

• удаление кольматанта, при решении уравнений модели после проведения мероприятия необходимо использовать новый диаметр колонны;

• очистка стен колонн от парафиновых и других отложений;

• герметизация конструкций скважины, установка и ремонт пакеров, совместная эксплуатация нескольких пластов моделируются заданием различных граничных условий на пластах скважины;

• изменение способов эксплуатации и оптимизация добычи.

Группа III. Мероприятия, при которых появляются новые граничные условия. К этой группе относятся мероприятия, связанные с бурением новых скважин, стволов, внедрением или сменой насоса.

К группе III также относятся мероприятия, связанные с ликвидацией скважин, отключением отдельных пропластков, пластов, с приобщением пластов, с переводом скважин с одного пласта на другой.

Группа IV. Мероприятия, связанные с изменением параметров, входящих в уравнение модели пласта. К таким мероприятиям можно отнести обработка призабойной зоны (ОПЗ). Эти мероприятия направлены на увеличение продуктивности скважины путем улучшения проницаемости коллектора в

призабойной зоне. К группе IV относится важнейшее мероприятие - гидроразрыв пласта (ГРП).

Для моделирования мероприятий данной группы необходимо знание времени действия мероприятия и степени его влияния на коэффициент продуктивности, задавая его через изменение скин-эффекта.

Группа V включает мероприятия для оценки эффекта, от проведения которых необходимо изменить структуру уравнений модели «черной» нефти. Характерными мероприятиями являются закачки реагентов, приводящие к тому, что в пласте образуются оторочки смесей, оценить движение которых можно только при помощи многокомпонентных уравнений модели.

С точки зрения адекватности модели и процесса моделирования наиболее сложная ситуация складывается в случае применения моделей к оценке мероприятий из группы V. Указанные выше зависимости от концентраций реагентов, входящие в описание модели, благодаря которым математическая модель может отследить эффект по увеличению коэффициента нефтеизвлече-ния, достаточно трудно идентифицировать. Это связано с двумя причинами. Первая обусловлена сложностью математического описания физико-химических процессов, связанных с применением реагентов. Вторая обусловлена сложностью организации процесса идентификации по фактически проведенным экспериментам. Исходя из сказанного, оценка эффекта от мероприятий из группы V является наиболее грубой.

Во второй главе предложена технология построения геологических моделей с использованием стохастических методов с учетом особенностей геологического строения объекта. Показаны отличия от детерминистического подхода.

1. Построение трехмерной каркасной модели для выбора оптимального шага по вертикали, предлагается использование геолого-статистического разреза;

2. Построение скважинной модели.

3. Построение литологических моделей, основанных на разных трендо-вых данных.

4. Построение петрофизической модели, критерием достоверности которой является статистическое распределение параметров по скважинам и трехмерному распределению.

Стохастическое моделирование с использованием трендов позволяет получить значения параметров в соответствии с заданными тенденциями, представленными в виде поверхностей или линий. В противоположность интерполяции, моделирование с использованием трендов не использует в процессе моделирования скважинные данные. Однако используемые тренды могут быть получены из скважинных данных. В некоторых случаях для моделирования изменений петрофизических параметров в различных типах пород используют разные тренды.

Результаты стохастического моделирования могут в большей степени соответствовать реальным условиям, чем результаты детерминистического моделирования.

Предложена методика построения карт выработки пластов на основе результатов моделирования с использованием карт текущей нефтенасыщен-ной толщины.

При построении гидродинамической модели происходит взвешивание параметров, что не дает возможности наблюдать процесс изменения нефтена-сыщенных толщин. Однако известно, что при вытеснении нефти водой в результате действия капилярно-гравитационных сил промывается нижняя часть пласта, нефть же остается в купольной части. То есть нефтенасыщенность в купольной части пласта не меняется, а в нижней части пласта снижается до значения связанной нефти. При планировании различных ГТМ необходимо знать текущую нефтенасыщенную толщину. Поэтому нами предлагается следующая методика расчета текущей нефтенасыщенной толщины для построения соответствующих карт.

Рассмотрим весь этот процесс с самого начала, краткая иллюстрация которого представлена на рисунке 1. Для взвешивания параметров по толщине пласта используется следующая формула:

О)

где: 50" — взвешенная по продуктивной толщине начальная нефтенасыщен-ность,

50„ — начальная нефтенасыщенность в нефтяной части пласта, Л„ — начальная нефтенасыщенная толщина, к„ — толщина пласта.

Если принять предположение, что нефтенасыщенность в нефтяной части пласта не меняется, а происходит уменьшение уровня нефти по мере вытеснения, то нефтяная часть пласта может обводниться максимум до остаточной связанной нефтенасыщенности БОг. На любой момент времени, отличный от начального, получим распределение нефтенасыщенности, представленное на рисунке 1. Это состояние может быть выражено следующей формулой:

^80„кг + 80г\, (2) где — взвешенная по продуктивной толщине текущая нефтенасыщенность,

50(. — связанная нефтенасыщенность в нефтяной части пласта, Аг — текущая толщина пласта насыщенного подвижной нефтью, кг — текущая толщина пласта насыщенного связанной нефтью.

Рисунок 1 - Начальное и текущее распределение нефтенасыщенности в пласте В полученной зависимости имеется две неизвестные переменные, одна из которых искомая текущая подвижная нефтенасыщенная толщина ^ и текущая связанная нефтенасыщенная толщина нефти Ас. Для решения уравнения необходима еще одна зависимость, которую получим из нефтенасыщен-ных толщин:

Ни =кг+И(

Выразим отсюда значение Л, = Ин - к,, подставим в уравнение (2) и получим:

= 50А +Щ(Нн -И,),

или:

80"Ип = ДО,,/», +504 Ан А,-. (3)

Уравнение (3) может быть решено:

БО^Ип = (БОн - + 50(.АН , -50( /г„ = (50н - 50, )Л,, _ 50>„ -¿'О, Ии

Подставляя (1) в (4), получим:

80н50*-ОД.ЗР*

В случае, если пласт модели состоит из коллектора и неколлектора, а доля коллекторов определяется коэффициентом песчанистости ШХЗ, и пласт разбит в модели на пропластки, получим следующую формулу:

где — толщина нефтенасыщенной части пропластка /, ЬПХз, — доля коллектора пропластка /,

(80%) — взвешенная по продуктивной толщине начальная нефтенасы-щенность пропластка /,

(да/) — взвешенная по продуктивной толщине текущая нефтенасы-щенность пропластка г,

Ип — толщина продуктивной части пласта пропластка /, п — количество продуктивных пропластков.

На основании формулы (6) можно построить карты остаточных нефтяных толщин как для пласта, так и для горизонта на любой момент времени, рассчитанный в модели.

Для построения карт выработки воспользуемся картами начальной и текущей нефтенасыщенности. Определим выработку как долю текущих нефте-насыщенных толщин от начальных. Расчет будем производить по формуле:

Г = (7)

К

В невыработанных зонах получим значения, близкие к 1, в выработанных - близкое к 0.

Построенные карты выработки и остаточных нефтенасыщенных толщин при составлении программы ГТМ послужили основой для адресного применения мероприятий в зонах наибольшей концентрации остаточных запасов нефти.

На основе данных геофизических исследований скважин и результатов гидродинамических расчетов предложена методика выделения гидродинамически «обособленных» глинистых зон с остаточными запасами.

На разрабатываемых месторождениях нефти количество разрезов продуктивных пластов, охарактеризованных керном, мало и явно недостаточно для установления литотипов-коллекторов и их изменчивости по разрезу и площади залежи. Альтернативой керновым данным в такой ситуации является метод электрометрической геологии, который по форме каротажных кривых (самопроизвольной поляризации и гамма-каротажа) позволяет провести типизацию разрезов по фациальному признаку и трассировании зоны развития пород-коллекторов какой-либо одной фациальной принадлежности по ла-терали с примерно сходными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), что было предложено исследователями Зариповым О.Г., Архиповым C.B., Соничым В.П., Косом И.М.

Характер взаимодействия петрофизических и геофизических исследований показывает, что эти виды каротажа достаточно объективно отражают литолого-петрофизические свойства пород-коллекторов разреза. Установлены достоверные зависимости пористости и проницаемости коллекторов с количеством песчаных фракций, степенью отсортированности обломочных зерен, между радиоактивностью и глинистостью коллекторов. Эти связи достаточно

тесные, значимость их доказана на примере ряда нефтяных месторождений мира.

На основании кривых гамма-каротажа рассчитан коэффициент глинистости, который, изменяясь от 0 до 1, описывает глинистость пласта от песка до глины. По скважинным данным построен куб коэффициента глинистости. Из полученного куба были построены осредненные карты коэффициента глинистости по пластам или горизонтам. По картам и кубу выделены песчаные геологические тела, определены группы скважин по каждому геологическому телу. По результатам расчетов на гидродинамической модели были построены карты остаточных нефтенасыщенных толщин.

На основании карт глинистости и остаточных нефтенасыщенных толщин объект разработки был разделен на участки проектирования ГТМ. В результате размельчения объекта на участки получено 15 участков воздействия МУН по Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения.

В третьей главе произведена оценка эффективности геолого-технологических мероприятий при их проектировании, выбраны наиболее эффективные при одновременном их внедрении на конкретном объекте разработки. Получены прогнозные технико-экономические показатели наиболее эффективных вариантов разработки.

Предложена методика использования геолого-технологических моделей для анализа эффективности методов увеличения нефтеизвлечения при одновременном использовании гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт. На основе модели произведено разделение эффектов от одновременно проводимых гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт.

Для проведения анализа процесса разработки была взята Ташлиярская площадь Ромашкинского месторождения. Этот выбор был обусловлен необходимостью улучшения системы разработки опытного участка 2 блока Ташлиярской площади. Участок имел обводненность продукции 94,2%. Ставилась задача снизить обводненность и увеличить отбор нефти, не увеличивая отбор жидкости по сравнению с предыдущим годом. Участок содержит 38 добывающих и 32 нагнетательные скважины, история разработки насчитывает 52 года.

Ташлиярская площадь Ромашкинского месторождения - многопласто-вый объект. Основные объекты разработки - кыновский и пашийском горизонты. В последнем выделяют 6 пластов: «а», «б¡», «б2», «б3», «в», «гд». При корреляции разреза использовались два репера: «аяксы» (кровля кыновских глин) и репер «верхний известняк» (кровля пашийских отложений).

С использованием кривых гамма-каротажа был построен куб глинистости. На основании полученного куба построены осредненные карты коэффициента глинистости по пластам или горизонтам. Пример карты по пласту «Д1А» Ташлиярской площади приведен на рисунке 2, где А - добывающая скважина, Д - добывающая скважина в циклическом режиме работы, ▼ - нагнетательная скважина.

Рисунок 2 - Распределение коэффициента глинистости по пласту «Д1А» Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения.

Используя полученные результаты, выделены песчаные геологические тела. Для их выделения задан критерий коэффициента глинистости, равный 4%. После выделения тел определены группы скважин по каждому геологическому телу, что позволило перейти к мероприятиям по скважинам. Для этого построены карты остаточных и промытых толщин нефти (рис. 3). Как видно из карты, подвижные запасы нефти по скважинам находятся в толщинах от одного до двух метров, когда промытая часть по скважинам составляет от

трех до шести метров. Для извлечения нефти из промытых зон возможно применение реагентов, повышающих нефтевытеснение (поверхностно-активные вещества, растворители и др.), т.к. нефтенасыщенность коллектора равна значению связанной нефти. Для определения мероприятий, повышающих охват заводнением, рассмотрена карта течений в геологических телах, полученная по трехмерной модели (рис. 4).

▼ Т

Т? -

а) остаточные б) промытые

Рисунок 3 - Распределение остаточных и промытых нефтенасыщенных толщин

Принято решение по применению потокоотклоняющих технологий в скважинах, обведенных на рисунке 2 кружочками. Основными применяемыми технологиями стали закачка КДС (коллоидно-дисперсной системы), ЩПК (щёлочно-полимерная композиция), ПДС (полимерно-дисперсная система), ДКМ (СПС на основе эфиров целлюлозы) для блокирования высокопродуктивных пропластков, и НПАВ (неионогенное поверхностно-активное вещество) для отмывания пласта в зоне с большим количеством связанной нефти (на рис. 2 скважина обведена кружочком и перечеркнута).

Кроме третичных методов рассмотрены мероприятия по изменению режимов работы скважин с целью увеличения отборов нефти и уменьшению водосодержания в продукции скважин. На геолого-технологической модели был произведен расчет закачки реагента и изменены режимы работы скважин. Для анализа воздействия произведено моделирование результатов обра-

ботки скважин (рис. 4). В результате проведения мероприятий наблюдается перераспределение потоков жидкости в пласте и снижение зон с большими векторами течения.

а) до б) после

Рисунок 4 - Направления течений до и после применения МУН

Время, годы

Рисунок 5 - Добыча нефти по участку

Для оценки технологического эффекта в связи с циклическим режимом работы участка произведен расчет базового варианта с помощью трехмерной модели. Для моделирования циклической работы были взяты режимы с предыдущего года, зафиксировав добычу жидкости по скважинам. Проведено

сопоставление базового варианта и варианта с циклическим заводнением, оценен эффект от мероприятия (рис. 5).

Таким образом, используя геолого-технологические модели, выделены геологические тела, определены реагирующие скважины по геологическим телам, направления основных потоков жидкости в пласте. Намечены геолого-технологические мероприятия, произведена оценка их эффективности, подсчитан базовый и прогнозный вариант разработки с применением МУН.

В четвертой главе предложена методика разделения эффекта от одновременно проводимых гидродинамических мероприятий. Результатом является количественная оценка эффекта от проводимых мероприятий.

На основе полученных моделей, решаем задачу оптимизации прогнозируемых дебитов нефти. Для этого возьмем модель нефтяного месторождения и оценим эффективность уже проведенных ГТМ на этом месторождении для возможности оценки дальнейшей стратегии развития разработки этого месторождения. Основные гидродинамические геолого-технологические мероприятия по увеличения нефтедобычи - это:

1. бурение новых скважин, т.е. ввод скважин в эксплуатацию;

2. перевод добывающих скважин под закачку;

3. изменение интервалов перфорации;

4. ликвидация скважин (остановка).

Для оценки эффективности проводимых ГТМ произведен анализ по разделению эффектов, который заключается в расчетах вариантов без того или иного мероприятия, после чего проведено обобщение эффекта от мероприятий на этот объект на данной стадии разработки.

Однако для оценки эффективности придется разделить полученный эффект по мероприятиям на количество скважин при этом получим дополнительную добычу в расчете на одну скважину (рис. 6).

Данный метод наглядно показывает эффективность проведенных мероприятий. Наиболее эффективными оказались мероприятия по переводу нагнетательных скважин под закачку и изменение интервалов перфорации. Это объясняется тем, что данные мероприятия кроме прямого имеют псевдо эф-

фект, который получен от других скважин, среагировавших на данные мероприятия.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Время, годы

11 Ввод новых скважин О Перевод под закачку В Изменение интервалов перфорации Рисунок 6 - Динамика дополнительной добычи нефти в расчете на одно мероприятие

Произведено выявление зон влияния и реагирующих скважин от проводимых мероприятий в зависимости от изменения поля нефтенасыщенности.

Для наглядного описания методики воспользуемся геолого-технологической моделью Альметьевской площади. Описание использованной для анализа разработки модели: фонд пробуренных скважин 1112, история разработки 51 год, фонд добывающих скважин 511, фонд нагнетательных скважин 258.

В вариантах разработки Предполагается пробурить новые скважины и имеется возможность реанимировать скважины под закачку из консервации. Базовый вариант: на скважинах задается забойное давление на конец истории и рассчитывается дебит. Вариант 1: все новые скважины Wl, W2 и W3 вводятся под добычу нефти. Вариант 2: скважины W1 и W2 - в добычу нефти, а скважина W3 - под закачку воды. Вариант 3: скважины W1 и W2 - в добычу нефти, а скважины W3 и W4 - под закачку воды. Вариант 4: скважины W1 и W2 - в добычу нефти, а скважины W4 и W5 - под закачку воды. Все вариан-

ты имеют ограничения на остановку скважин, по обводненности 98%, минимальный дебит нефти 0,58 куб.м./сут.

Рассчитаем дополнительную добычу нефти по вариантам. Наиболее наглядно эффективность можно оценить по следующей диаграмме: суммарную дополнительную добычу всех вариантов принимаем за 100% на всем временном интервале (рис. 7). Занимаемые1 площади показывают долю дополнительной добычи нефти и воды варианта от суммарного отбора жидкости, продолжительность положительного эффекта от проведенного мероприятия.

100%

Время, годы

□ Дол добыча нефти вариант 1, мЗ/сут С Дол добыча воды вариант 1, мЗ/сут 0Доп добыча нефти вариант 2, мЗ/сут ЕЭДоп добыча воды вариант 2 мЗ/сут НДоп добыча нефти вариант 3, мЗ/сут ИДоп добыча воды вариант 3, мЗ/сут □Дол добыча нефти вариант 4, мЗ/сут__ □ Доп добыча воды вариант 4. мЗ/сут

Рисунок 7 - Диаграмма эффективности вариантов прогнозной разработки по критерию добыча нефти-воды по участку в целом

На основе рассчитанных прогнозов произведен расчет изолиний нефте-насыщенности (рис. 8). Выделив области изменения изолиний, получим области влияния скважин, на основании которых выделим скважины, среагировавшие на проведенные мероприятия. Вариант 1 имеет самую большую зону влияния, но степень изменения контуров нефтенасыщенности небольшая. Зона влияния варианта 2 меньше, но изменение контуров нефтенасыщенности сильное. Площадь влияния варианта 3 близка к варианту 2, но выработка коллекторов больше. Вариант 4 имеет сопоставимую площадь дренирования с

вариантами 2 и 3 при неплохой выработке коллекторов, но эффект от работы скважины не наблюдается, что приводит к увеличению отборов воды.

Вариант 3 Вариант 4

Рисунок 8 - Распределение остаточной нефтенасыщенности на 2030 год, красные линии - контура базового варианта, синяя линия - граница зоны реагирования

Из полученных результатов видно, что благодаря мероприятиям получены увеличения добычи нефти и пропорциональный рост добычи воды с последующим выбытием обводнившихся скважин. Вариант 3 - максимальная добыча нефти и эффект до 2017 года, но большая обводненность. Вариант 2 -максимальная эффективность, но средняя дополнительная добыча нефти и наименьшая обводненность по сравнению с другими вариантами. Расчет по второму варианту можно считать максимально эффективным по обводненности. Однако, по всем вариантам видно, что эффект от мероприятий с вводом новых скважин сохраняется не более 15 лет. Поэтому необходимо постоянное

планирование и проведение новых мероприятий для поддержания отборов нефти.

Определены дебиты по скважинам и по участку в целом, зоны влияния проводимых мероприятий при малых временных затратах на проведение расчетов. Получены вероятные сценарии доразработки участка нефтяного месторождения.

Основные выводы

1. На основе анализа методик оценки эффективности геолого-технологических мероприятий установлено, что геолого-технологическая модель нефтяного месторождения как инструмент более достоверна по сравнению с характеристиками вытеснения.

2. Разработана классификация множества геолого-технологических мероприятий по стимуляции скважин на пять основных групп с учетом особенностей математического описания метода их воздействия.

3. Предложена методика построения геологических моделей с использованием стохастических методов с учетом результатов адаптации описания особенностей геологического строения объекта. Показаны отличия предложенной методики от детерминистического подхода.

4. Предложена методика построения карт выработки пластов на основе результатов моделирования с использованием значений текущей нефтенасы-щенной толщины.

5. Предложена методика выделения гидродинамически «обособленных» глинистых зон с остаточными запасами на основе данных геофизических исследований скважин и результатов гидродинамического моделирования.

6. Произведена оценка эффективности основных гидродинамических методов воздействия на пласт, выбраны наиболее эффективные при одновременном их внедрении на конкретном объекте разработки. Получены прогнозные технико-экономические показатели наиболее эффективных вариантов разработки.

7. Предложена методика применения геолого-технологических моделей для анализа эффективности методов увеличения нефтеизвлечения при одновременном использовании гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт. На основе модели произведено разделение эффектов от одновременно проводимых гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт.

8. Произведено выявление зон воздействия от проводимых мероприятий в зависимости от изменения поля нефтенасыщенности и группирование скважин по зонам воздействия.

Список основных опубликованных работ по теме диссертации

1. Диков В.И., Разживин Д А., Насыбуллин A.B., Фазлыева А.Р. Разработка методических подходов к 3D моделированию площадей Ромашкинского месторождения с применением средств Stratamodel и Desktop-VIP // Нефть Татарстана. - 2000. - № 1.-С.51-54.

2. Разживин Д.А., Насыбуллин A.B., Диков В.И., Фазлыева А.Р. Особенности ЗД моделирования Чишминской площади Ромашкинского месторождения // Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века: Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. - Бугульма. - 2000. - С.167-173.

3. Разживин Д.А., Логинова Т.Г., Насыбуллин A.B., Диков В.И. Особенности ЗД моделирования Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения // Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века: Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. - Бугульма. - 2000. - С. 178-186.

4. Насыбуллин A.B., Разживин Д.А., Диков В.И., Программный комплекс Inner Gaze - инструмент для визуализации и анализа 3D моделей // Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века: Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. - Бугульма. - 2000. - С. 187-191.

5. Насыбуллин A.B., Разживин Д.А., Диков В.И. Опытная и промышленная эксплуатация ЗД моделей на основе программного комплекса Inner Gaze // Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века: Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. - Бугульма. - 2000. - С. 192-196.

6. Абдулмазитов Р.Г., Диков В.И., Разживин Д.А., Салихов И.М. Использование ЗД моделей для анализа эффективности вариантов разработки перспективных участков площадей Ромашкинского месторождения // Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений. - Казань: «Экоцентр». - 2000. - Т.2. - С.42-49.

7. Насыбуллин A.B., Разживин Д.А., Диков В.И., Никоваев A.B. Программный комплекс Inner Gaze - инструмент для визуализации и аиализа ЗД геологических и гидродинамических моделей // Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений. - Казань: «Экоцентр».-2000.-Т.2.-С.221-224.

. 8. Воронцова Г.Н., Свиридова JI.H., Кузнецова A.A., Разживин Д.А., Даров-ских Л.А. Особенности разработки Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения // Нефть Татарстана. - 2001. - №3. - С. 16-18.

9. Диков В.И., Насыбуллин A.B., Разживин Д.А, Лифантьев A.B. Состояние разработки и перспективы внедрения ЗД геолого-технологических моделей площадей Ромашкинского месторождения // Георесурсы. - 2001. - № 4.-С.10-11.

10.Разживин Д.А. Геолого-технологическая модель - основа оптимизационной задачи при прогнозировании добычи нефти // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортоста: Сборник тезисов докладов научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти. - Ишимбай. - 2002. - С.97-98.

11.Разживин Д.А. Использование геолого-технологических моделей при создании проектов разработки нефтяных месторождений // Георесурсы. -2002. - №3. - С.38-39.

12.Разживин Д.А., Насыбуллин A.B., Фазлыева А.Р., Абдулмазитов Р.Г. Решение оптимизационных задач, способов и методов разработки на основе трехмерной геолого-гидродинамической модели // Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных тех-

нологий нефтеизвлечения: Труды науч. практич. конф., посвящ. 10 летию АН РТ. - Казань. - 2002. - С.91-99.

13.Насыбуллин A.B., Даровских A.A., Абдулмазитов Р.Г., Разживин Д.А. Некоторые результаты моделирования карбонатных коллекторов на примере пилотного участка 302-303 залежей // Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения: Труды науч. практич. конф., посвящ. 10 летию АН РТ. - Казань. - 2002. - С.295-302.

Н.Разживин ДА., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Разделение эффектов мероприятий на основе ЗД геолого-технологической модели // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти: Труды 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». - Казань. - 2003. - С.702-705.

15.Разживин Д.А., Абдулмазитов Р.Г. Выявление геологических тел по трехмерной модели объекта разработки для проектирования МУН // Нефтяное хозяйство.-2004. - №10. - С.51-53.

16.Разживин Д.А. Геолого-технологическая модель как основа для проектирования методов нефтеотдачи пластов // Проблемы геологии и разработки трудноизвлекаемых запасов в терригенных и карбонатных коллекторах: Сборник тезисов семинара молодых специалистов секции «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений» ОАО «Татнефть». - Бугуль-ма. - 2005. - С.25-27.

{

I

т

Р 19 9 2 8

РНБ Русский фонд

2006-4 17101

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии Института «ТатНИПИнефтъ» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 21.10.2005 г. Заказ № 132 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Разживин, Дмитрий Александрович

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР И ВЫБОР МЕТОДИК ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО) ' ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПИРИЯТИЙ. j 1.1 Выбор методики оценки эффективности применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов.

1.2 Отбор множества ГТМ из «Классификатора видов работ» ОАО «Татнефть», эффективность которых можно оценить используя гидродинамическую модель.

1.3 Принципы расчета прогнозных оценок проведения ГТМ.

2 ОСНОВНЫЕ АСПЕКТЫ ПОСТРОЕНИЯ ТРЕХМЕРНОЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ МОДЕЛИ НЕФТЯНОГО РЕЗЕРВУАРА.

2.1 Построение геологической модели.30'

2.2 Построение гидродинамической модели.

2.3 Выявление зон остаточных запасов нефти, оценка выработки пластов на текущем этапе разработки нефтяного месторождения.

2.4 Выделение гидродинамически несвязанных участков объекта разработки на момент проведения мероприятий.

3 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВ. ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНОЙ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ. j 3.1 Структура текущих запасов по данным 3 Д модели. j 3.2 Анализ эффективности вариантов разработки перспективных участков гидродинамическими методами.

3.3 Оценка эффективности ГТМ при проектировании разработки нефтяных месторождений

3.4 Использование ЗД моделей для анализа эффективности методов увеличения нефтеизвлечения.

4 РАЗДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТОВ ОТ МЕРОПРИЯТИЙ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН ВЛИЯНИЯ СКВАЖИН.

4.1 Разделение эффектов на основе на основе ЗД геологогидродинамической модели.

4.2 Определение зон влияния мероприятий по скважинам.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением методов увеличения нефтеизвлечения на основе математического моделирования"

В настоящее время структура сырьевой базы такова, что крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки и применение традиционных технологий по вовлечению невыработанных запасов может быть экономически нецелесообразным. Вследствие чего значительные объемы запасов окажутся не вовлеченными в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, содержащимся в застойных зонах не дренируемых существующей сеткой скважин.

В структуре остаточных извлекаемых запасов нефти в Республике Татарстан активные извлекаемые запасы составляют 20,4%. Трудно извлекаемые — 79,6%, в том числе на высоковязкие приходится 39,5%, в малопроницаемых коллекторах - 20,4%. В водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 19,5% (Галеев Р.Г. [1], Хисамов Р.С. [2, 3]).

Эффективность разработки нефтяных месторождений, наряду с геолого-физической характеристикой пластов, определяется и системой размещения скважин, и методами воздействия. В прерывистых и неоднородных по коллекторским свойствам пластах полнота вытеснения нефти достигается путем создания в реализуемой системе разработки геометрии потоков, адекватной геологическому строению. Однако, возможности гидродинамических методов воздействия на пласт в целях повышения нефтеизвлечения и, в целом, для повышения технико-экономической эффективности разработки, ограничены.

Одним из наиболее рациональных направлений улучшения выработки трудноизвлекаемых запасов является переход на принципиально новые системы разработки месторождений с временным применением гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения, которые, обеспечивают эффективное дренирование и являются перспективными методами не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеизвлечения пластов.

Мировой и отечественный опыт применения методов увеличения нефтеизвлечения показывает, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в некоторых случаях - перевести забалансовые запасы нефти в балансовые.

В настоящее время еще не исследованы многие вопросы, связанные с полнотой нефтеизвлечения при разработке месторождения с применением гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения, с выбором рациональных систем и режимов разработки. Отсутствуют адекватные геолого-гидродинамические модели, позволяющие моделировать системы разработки с применением методов увеличения нефтеизвлечения.

Настоящая диссертационная работа посвящена решению указанных задач путем математического моделирования гидродинамических процессов в пласте при его разработке с применением методов увеличения нефтеизвлечения.

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ.

Оценка промышленных запасов нефти по основным месторождениям Татарстана показывает, что в разрабатываемых месторождениях все более возрастает доля трудноизвлекаемых запасов. Для стабилизации добычи нефти проводятся мероприятия по стимуляции скважин и повышению нефтеизвлечения пластов. При этом в большинстве случаев мероприятия различного вида проводятся одновременно. Для эффективной разработки месторождений с использованием методов увеличения нефтеизвлечения необходимо учитывать как суммарный эффект от проводимых мероприятий по всему участку воздействия, так и вклад в добычу каждого мероприятия в отдельности. Кроме того, необходимо учитывать взаимовлияние проводимых мероприятий, возможный синергетический эффект которых невозможно учесть традиционными методиками оценки эффективности.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ.

Исследование и совершенствование методик расчета эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ) при одновременном их проведении на основе геолого-гидродинамической модели месторождения нефти.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ:

• выделение гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и выделение зон влияния проводимых мероприятий;

• оценка эффективности применения гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения пластов;

• подбор наиболее эффективных геолого-технологических мероприятий.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

Основным инструментом исследований является математическое моделирование процессов движения флюидов в пласте на основе законов механики сплошных сред. Появление быстродействующей вычислительной техники и сервисных вычислительных программ, реализующих гидродинамические модели вытеснения, создало реальную возможность развития математического моделирования разработки с использованием методов увеличения нефтеизвлечения пластов. Такие модели позволяют выполнить гидродинамические расчеты с использованием всей имеющейся исходной геолого-промысловой информации о продуктивных пластах и насыщающих их флюидах. Важной особенностью трехмерных моделей является возможность учитывать факторы, определяющие сложную картину течения жидкости, такие, как многопластовый характер эксплуатационного объекта, зональную и слоистую неоднородность пластов, интерференцию скважин, характер перемещения пластовых флюидов при различных режимах работы скважин и залежей нефти.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ВЫПОЛНЯЕМОЙ РАБОТЫ.

Основные научные результаты, полученные автором, заключаются в следующем:.

1. Произведено группирование геолого-технологических мероприятий с учетом особенностей их механизма воздействия на продуктивный пласт.

2. Установлена зависимость выработки и распределения остаточной нефтенасыщенной толщины от глинистости продуктивных пластов.

3. Установлена зависимость распределения гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий от глинистости и остаточных нефтенасыщенных толщин.

4. Установлена зависимость суммарного и раздельного эффекта от гидродинамического воздействия на продуктивный пласт нефтяного месторождения.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1. Трехмерная геолого-гидродинамическая модель с оценкой выработки пластов и выявлением зон остаточных запасов нефти при проведении геолого-технологических мероприятий.

2. Определение гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и зон влияния проводимых мероприятий.

3. Метод оценки эффективности геолого-технологических мероприятий при одновременном применении гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения пластов.

ДОСТОВЕРНОСТЬ.

Рассматриваемые в диссертации задачи и проблемы исследованы и решены с позиций современной гидродинамики, с использованием методов численного анализа.

Практическая пригодность методик устанавливалась на основе многочисленных математических экспериментов и сравнения с промысловыми данными. Справедливость алгоритмов совместного решения задачи оценки эффекта одновременного воздействия на пласт гидродинамическими и третичными методами доказана на основе сопоставления результатов расчетов с технико-экономическими показателями, полученными в процессе разработки нефтяного месторождения.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ:

1. Предложен метод определения выработки пластов нефтяного месторождения с использованием трехмерной геолого-гидродинамической модели на основе оценки остаточной нефтенасыщенной толщины.

2. Разработан метод выделения гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и выделения участков воздействия проводимых мероприятий.

3. Создан метод оценки суммарного и раздельного эффекта от применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения пластов при одновременном их проведении.

На основе созданных методик разработаны: 1) технологии картопостроения выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, зон влияния геолого-технологических мероприятий; 2) компьютерные программы оценки эффективности мероприятий при их одновременном проведении, которые включены в стандартную технологию составления проектной документации на разработку нефтяных месторождений в институте ТатНИПИнефть.

СТЕПЕНЬ ВНЕДРЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ:

Основные рекомендации, полученные по результатам математического моделирования, использованы в технологической схеме разработки (TCP) Чеканского (2001 г.), Сарапалинского месторождения (2003 г.), технико-экономическом обосновании бурения скважин под санитарную зону на Альметевской площади Ромашкинского месторождения (2003 г.), опытное применение технологий методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) на участке 2-го блока Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения (2004 г.).

В работах произведен расчет показателей разработки с одновременным внедрением различных мероприятий.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции: «Прогрессивные технологии поисков, разведки, доразведки и контроля за разработкой- нефтяных месторождений. Нетрадиционные направления» (п. Джалиль, 11 апреля 2000 г.), научно-практической конференции «Новые идеи в поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений», посвященной 300-летию Горно-геологической службы России и 50-летию ОАО «Татнефть» (г. Казань, 5-8 сентября 2000 г.), республиканской молодежной; научно-практической конференции «Мы геологи XXI века» (г. Казань, 29 марта 2001 г.), научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения», посвященной 10-летию Академии Наук РТ (г. Казань, 28-30 ноября 2001 г.),.технической ярмарке «Ярмарка идей ОАО Татнефть» (г. Альметевск, 30 ноября 2001 г.), республиканской молодежной научно-практической конференции «Мы геологи XXI века» (г. Казань, 20 мая 2002 г.), 12-й Европейском симпозиуме 9

EAGE «Повышения нефтеотдачи пластов» (г. Казань, 08-10 сентября 2003 г.), «Московском форуме информационных технологий компании Landmark» (г. Москва, 16-18 сентября 2003 г.), научно-практическом семинаре журнала «Нефтяное хозяйство» «Использование информационных технологий при разработке месторождений» (р.п. Карабаш, 18-19 августа 2004 г.), IV открытой молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», (р.п. Джалиль, 24-25 сентября 2004 г.).

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 116 страниц машинописного текста, 52 рисунка, 5 таблиц, 110 библиографических ссылок, в том числе 6 иностранных источников.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Разживин, Дмитрий Александрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изложенные в диссертационной работе направлены на повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения пластов.

Проведенные исследования позволили получить следующие основные выводы и рекомендации:

1. На основе анализа методик оценки эффективности геолого-технологических мероприятий установлено, что геолого-технологическая модель нефтяного месторождения как инструмент более достоверна по сравнению с характеристиками вытеснения.

2. Разработана классификация множества геолого-технологических мероприятий по стимуляции скважин на пять основных групп с учетом особенностей математического описания метода их воздействия.

3. Предложена методика построения геологических моделей с использованием стохастических методов с учетом результатов адаптации описания особенностей геологического строения объекта. Показаны отличия предложенной методики от детерминистического подхода.

4. Предложена методика построения карт выработки пластов на основе результатов моделирования с использованием значений текущей нефтенасыщенной толщины.

5. Предложена методика выделения гидродинамически «обособленных» глинистых зон с остаточными запасами на основе данных геофизических исследований скважин и результатов гидродинамического моделирования.

6. Произведена оценка эффективности основных гидродинамических методов воздействия на пласт, выбраны наиболее эффективные при одновременном их внедрении на конкретном объекте разработки. Получены прогнозные технико-экономические показатели наиболее эффективных вариантов разработки.

7. Предложена методика применения геолого-технологических моделей для анализа эффективности методов увеличения нефтеизвлечения при одновременном использовании гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт. На основе модели произведено разделение эффектов от одновременно проводимых гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт.

8. Произведено выявление зон воздействия от проводимых мероприятий в зависимости от изменения поля нефтенасыщенности и группирование скважин по зонам воздействия.

На основе созданных методик разработаны: 1) технологии картопостроения выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, зон влияния геолого-технологических мероприятий; 2) компьютерные программы оценки эффективности мероприятий при их одновременном проведении, которые включены в стандартную технологию составления проектной документации на разработку нефтяных месторождений в институте ТатНИПИнефть.

Основные рекомендации, полученные по результатам математического моделирования, использованы в технологической схеме разработки (TCP) Чеканского (2001 г.), Сарапалинского месторождения (2003 г.), технико-экономическом обосновании бурения под санитарную зону на Альметевской площади Ромашкинского месторождения (2003 г.), опытное применение технологий методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) на участке 2-го блока Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения (2004 г.).

В работах произведен расчет показателей разработки с одновременным внедрением различных мероприятий.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Разживин, Дмитрий Александрович, Бугульма

1. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУбК-а. - 1997. - 351 с.

2. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие. Альметьевск. - 2005 - 176 с.

3. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2004. - 628 с.

4. Классификатор работ по повышению нефтеотдачи пластов, капитальному, текущему ремонту скважин и другим работам / Сулейманов Э. И., Фархутдинов Р. Г., Землянская С. Г. ОАО "Татнефть". Альметьевск. -1999.

5. Муслимов P. X. Планирование дополнительной добычи и оценка эффек-тивности методов увеличения нефтеотдачи пластов. — Казань: Изд-во КГУ. —1999. -280 с.

6. Муслимов P. X. Современные методы управления разработкой "нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. —

7. Казань: Изд-во Казанск. ун-та. 2002. - 596 с.

8. РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных документов на разработку нефтяных и газовых месторождений / Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. М. - 1996.

9. Гарифуллин А. Ш. Использование эмпирических зависимостей при оценке эффективности методов повышения нефтеотдачи пласта // Интервал. -№6-7.-2003.-С. 48-49.

10. Баишев Б. Т., Исачев В. В., Оганжанянц В. Г. Метод прогноза технологических показателей процесса обводнения по обобщенным характеристикам вытеснения // Нефтяное хозяйство -1971. -№10. — С. 34-39.

11. Борисов А. Ю. Прогнозирование основных технологических показателей' разработки нефтяных месторождений при заводнении (по характеристикам вытеснения): Автореф. дис. . канд. техн. наук: 05.15.06 / МИНГ им. И.М. Губкина. М.: 1989. -17 с.

12. Булыгин Д. В., Головко С. Н., Старцев В. А. Прогнозирование показателей разработки по характеристикам обводнения скважин // Нефтепромысловое дело. -1983. №5. — С. 1-2.

13. Казаков А. А. Методика оценки эффективности геолого-технических мероприятий по кривым падения дебита нефти // Нефтяное хозяйство. 1999. -№ 12. - С. 31-34.

14. Казаков А. А. Методическое обеспечение единых подходов оценки эффективности методов ПНП // Технологии ТЭК. Приложение к журналу «Нефть и капитал». 2002. - № 2. - С. 47-53.

15. Казаков А. А. Методы характеристик вытеснения / Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности. Информ. сборник. — М.: ВНИИОЭНГ. 1991. — Вып. 1.-С. 4-10.

16. Казаков А. А. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой // Нефтепромысловое дело. 1976. - №8. - С. 5-7.

17. Казаков А. А. Разработка единых методических подходов оценки эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти (в порядке обсуждения) // Нефт. хоз-во. 2003. - №4. - С. 26-29.

18. Казаков А. А. Статистические методы прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 1976. — № 6. -С. 25-28.

19. Ковалев А. Г. Некоторые эмпирические характеристики процесса вытеснения несмешивающихся жидкостей // Изв. АН СССР. Отд-ние техн. наук. Металлургия и топливо. 1960.

20. Мееров М.В. и др. Многосвязные системы управления. М.: Наука. —1990.

21. Кулибанов В.Н. Оптимальное управление' в задачах подземной гидромеханики. Дисс. на соискание . доктора физ.-мат. Наук. М.: ИЛУ РАН. -2000.

22. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. — 2003. — 480 с.

23. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра. - 1986. — 608 с.

24. Желтов Ю.П. Расчет процессов разработки нефтяных месторождений при упругом и водонапорном режимах. М.: Ротапринт МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. - 1977.

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

26. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П., Травкина М.Е. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1973.-250 с.

27. Odeh A.S. Comparison of Solutions to a Tree-Dimensional Black-Oil Reservoir Simulation Problem // JPT. January 1981. - Vol. 33 - P. 13025.

28. Peaceman D.W. Interpretation of Well-Block Pressures in Numerical Reservoir Simulation // SPEJ. June, 1978. - P. 183-194.

29. Peaceman D.W. Interpretation of Well-Block Pressures in Numerical Reservoir Simulation With Nonsquare Grid Blocks and Anisotropic Permeability // SPEJ.-June, 1983.-P.531-541.

30. Coats K.H. Implicit compositional simulation of single porosity and dual-porosity reservoirs// Paper SPE 18427 presented at the SPE Symposium on Reservoir Simulation. Houston: Feb 6-8. - 1989.

31. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводоносных пластов методом конечных разностей. М.: Гостоптехиздат. - 1963. - 216 с.

32. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. — JL: Недра. 1970. - 248 с.

33. Каневская Р. Д. Математическое моделирование разработки меторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра. 1999.

34. Муслимов P. X., Коцюбинский В. JI. Новая характеристика вытеснения и структура запасов разрабатываемых объектов // Нефтяное хозяйство. 1992. - №8. - С. 27-32.

35. Галустянц В.А., Винницкий М.М., Пименова Н.А. Формирование программы технологических мероприятий добывающего предприятия // «Нефть, газ и бизнес». №4. - 2000

36. Жданов С.А., Малютина Г.С. Прогнозирование эффективности методов нефтеотдачи с заданной достоверностью // «Нефтяное хозяйство». — №8.- 1985.

37. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра.-1991.-296 с.

38. Лысенко В.Д. Иннованионная разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра.-2000.-516 с.

39. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. — М.: Недра. — 2003. -638 с.

40. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика. М.: Недра. - 2004. - 292 с.

41. Ентов В.М., Зазовский А.Ф., Гидродинамика процессов повышения; нефтеотдачи. М.: Недра. - 1998. — 232 с.

42. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. Казань: Изд-во Казанского университета. -2004.- 192 с.

43. Подымов Е. Д. Методика оперативного расчета показателей применения некоторых технологий повышения нефтеотдачи // Тр. / ТатНИПИнефть. 1988. - вып. 62. - Стр. 77-85.

44. Подымов Е. Д. Методика оценки результатов промысловых мероприятий по увеличению нефтеизвлечения в условиях нестабильной динамики эксплуатации малого участка залежи // Интервал. 2004 - №3. - С. 53-56.

45. Булыгин В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта. М.: Недра. - 1974. -232 с.

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

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

48. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль.-2001.-303 с.

49. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва: Ижевск. — 2003. 127 с.

50. Чекалин А.Н. Численные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах. Казань: Издательство Казанского Университета. -1982.-208 с.

51. Болотник Д.Н., Макарова Е.С., Рыбников А.В. и др. Постоянно действующие гео лого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии//Нефтяное хозяйство. 2001. - №3. - С. 7-10.

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

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

54. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования: Автореф. дис. канд. техн. наук. Бугульма. -2002.-24 с.

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

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

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

58. Гумерский Х.Х., Шахвердиев А.Х., Максимов М.М. и др. Совместное использование программных комплексов LAURA и ТРИАС для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей/ТНефтяное хозяйство. 2002. - №10 - С. 56-59.

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

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

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

62. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. -М.: Недра. -1979. -254 с.

63. Салихов И.М., Шавалиев A.M., Низаев Р.Х. и др. Проблемы и принципы построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей нефтяных месторождений// Нефтяное Хозяйство. — 2004. — № 7. С. 23-26.

64. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 15339.0-047-00. М.: ВНИИОЭНГ. - 2000. - 230 с.

65. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: в 2-х т. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. - Т. 1. - 164 с. - Т.2. - 228 с.

66. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора: Печорское время. - 2002. - 896 с.

67. Диков В.И., Разживин Д.А., Насыбуллин А.В., Фазлыева А.Р. Разработка методических подходов к 3D моделированию площадей Ромашкинского месторождения с применением средств Stratamodel и Desktop-VIP // Нефть Татарстана. 2000. - № 1. - С.51-54.

68. Разживин Д.А., Абдулмазитов Р.Г. Выявление геологических тел по трехмерной модели объекта разработки для проектирования МУН// Нефтяное хозяйство. -2004. -№10. -С.51-53.

69. Диков В.И., Насыбуллин А.В., Разживин Д.А, Лифантьев А.В. Состояние разработки и перспективы внедренияЗДгео лого-техно логических моделей площадей Ромашкинского месторождения// Георесурсы. 2001. - № 4. - С. 10-11.

70. Муслимова Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. -М.: Альметьевск. 1983 - 112 с.

71. Мусин М.М., Муслимов Р.Х., Сайфуллин З.Г., Фаткуллин А.Х. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов. — Казань: Отечество. 2001. - 252 с.

72. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатации Ромашкинского нефтяного месторождения: в 2-х т. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. Т.1. - 490 с. Т.2. - 283 с.

73. Временное методическое руководство по оценке эффективности применения новых методов в период промышленных испытаний / Мирзаджанзаде А. X., Галлямов М. Н., Муслимов P. X и др. ПО "Башнефть", ПО "Татнефть". Уфа. - 1982. - 99 с.

74. Ахметов З.М. Шавалиев A.M. Исследование эффективности нестационарного воздействия на нефтяные пласты (на примере объектов НГДУ Сулеевнефть). М.: ВНИИЭНГ. - 1993. - 43 с.

75. Шавалиев A.M. Методы прогнозирования и оптимизации добычи нефти по разрабатываемым месторождениям. Автореферат дисс. канд. техн. наук. Уфа: 1983. 19 с. — Для служебного пользования

76. Временное методическое руководство по определению дополнительной добычи нефти при циклическом заводнении / Веревкина Г. Ф., Шавалеев А. М. ТатНИПИнефть. Бугульма. - 1983. - 23 с.

77. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985, 308 с.

78. Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклическое воздействие на нефтяные пласты. М.: Недра.- 1975- 184 с.

79. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Зискин Е.А., Малютина Г.С. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра. - 1991. — 347 с.

80. Цынкова О.Э., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М.: Недра. - 1993 — 158 с.

81. Воронцова Т.Н., Свиридова Л.Н., Кузнецова А. А., Разживин Д. А., Даровских Л. А. Особенности разработки Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения// Нефть Татарстана. 2001. - №3. — С. 16-18.

82. Разживин Д. А. Использование геолого-техно логических моделей при создании проектов разработки нефтяных месторождений// Георесурсы. — 2002. №3. - С.38-39.

83. Пат. РФ № 1677276. Класс Е21 В 43/22 Состав для обработки нефтяного пласта / Б.Е. Доброскок, Н.Н. Кубарева, Р.Х. Хусабиров, JI.A. Петрова, JI.X. Нурутдинова, А.А. Сайдемова; Заявл. 28.08.1989, опубл. 15.09.1991. Бюл. изобретений. -№ 34.

84. Инструкция по технологии повышения нефтеотдачи пластов коллоидно-дисперсными системами. РД 39-0147585-098-94.

85. Исмагилов Т., Кобяшев А., Середа И., Игдавлетова М. Комплексное воздействие на горизонт БСго Усть-Балыкского месторождения// Вестник инжинирингового центра Юкос. 2002. - №5. — С.20-25.

86. Исмагилов Т., Куликов А., Игдавлетова М. Методология выбора участков для воздействия МУН// Вестник инжинирингового центра Юкос. -2002. №5. - С.6-9.

87. Хасанов М., Мухамедшин Р., Исламов Р. Оценка технологической эффективности применения сшитых полимерных составов// Вестник инжинирингового центра Юкос. —2002. -№5. С. 15-19.

88. Кондаратцев С., Исмагилов Т., Мухамедшин Р., Муллагалиев А., Садыков Р. Создание гидродинамической модели в среде Eclipse-100 с учетов воздействия СПС на участок нефтяного пласта // Вестник инжинирингового центра Юкос. 2002. - №5. - С. 10-14.

89. Методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтедобывающей промышленности. РД 39 -01/060001-89. М.: МНП. - 1989. - 124с.

90. Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) / М-во экономики РФ, М-во фин. РФ, ГК по стр-ву, архит. и жил. политике. М.: Экономика. 2000. -421с.

91. Razzhivin D.A., Ibatullin R.R., Abdulmazitov R.G. Separation of introduced measures effects based on 3D model// Proceeding 12th European Symposium on Improved Oil Recovery. — Kazan. 2003. Электрон, опт. диски (CD-ROM).-С.702-705.