Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах на основе гидродинамического моделирования

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах на основе гидродинамического моделирования"

На правах рукописи НАСЫБУЛЛИН АРСЛАН ВАЛЕРЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ НА ОСНОВЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2005

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

Научный руководитель: доктор технических наук, академик АН РТ

Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, старший научный сотрудник Фазлыев Рабис Тимерханович

кандидат физико-математических наук, старший научный сотрудник Никифоров Анатолий Иванович

Ведущая организация:

ООО Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»

Защита состоится 17 марта 2005 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г.Бугульма, ул.Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефть.

Автореферат разослан "14" февраля 2005 года

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, старший научный сотрудник

Сахабутдинов Р.З.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На месторождениях республики Татарстан отобрано 92,9% активных и 45,4% трудноизвлекаем ых запасов, в накопленном отборе доля активных запасов составила 80,2%, а трудноизвлекаемых - 19,8%. В структуре остаточных извлекаемых запасов активные составляют 20,4%, а трудноизвлекаемые - 79,6%, в том числе на долю высоковязких нефтей приходится 39,5%, в малопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах - 20,4% и в водонефтяных зонах с малой нефтенасыщенной толщиной 19,5%. Все это свидетельствует об ухудшении структуры остаточных запасов в сторону трудноизвлекаемых. Нефтяные залежи Татарстана в карбонатных коллекторах вполне правомерно относят к категории сложно-построенных, а их запасы нефти - к трудноизвлекаемым. Во-первых, карбонатные коллектора месторождений Татарстана, как и другие подобные отложения, характеризуются наличием трещиноватости, а поэтому, в отличие от терригенных, не поддаются достаточно уверенному изучению геофизическими или чисто лабораторными методами. Во-вторых, данные карбонатные коллектора содержат высоковязкие нефти.

Важнейшей проблемой при разработке залежей в карбонатных коллекторах является увеличение коэффициента нефтеизвлечения. Это вызвано низким охватом вытеснением вследствие значительного превышения проницаемости трещин над проницаемостью матричных блоков, а также значительной разницей в вязкости нефти и воды. Поэтому происходит неравномерный охват пласта заводнением, быстрое обводнение добывающих скважин, в частности, на залежах нефти башкирских и серпуховских отложений Ромашкинского месторождения. Данная проблема требует выработки новых подходов к регулированию разработки для снижения обводненности и поддержания уровня добычи нефти.

В связи с этим большую актуальность приобретает изучение процессов фильтрации флюидов и механизма нефтеизвлечения в карбонатных коллекторах с использованием геолого-гидродинамических моделей.

Цель работы. Основной целью данной работы является совершенствование системы разработки трещинно-поровых коллекторов на основе гидродинамического моделирования для обеспечения наиболее эффективных показателей разработки.

Основные задачи исследований:

1. Изучение особенностей выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа.

2. Анализ методов расчета фильтрации через трещинно-поровую среду и оценка влияния геологических параметров и технологических режимов работы скважин на показатели разработки.

3. Разработка методики и программного обеспечения для адаптации геолого-гидродинамических моделей и оценки ее качества.

4. Создание геолого-гидродинамических моделей месторождений нефти в карбонатных отложениях на примере пилотного участка залежей 301-303 Ромашкинского месторождения.

5. Совершенствование технологий регулирования разработки залежей в трещинно-поровых коллекторах.

Научная новизна.

1. Установлен характер зависимости технологических показателей разработки залежей нефти в трещинно-поровом коллекторе от объемной плотности трещин, пористости блоков матрицы и капиллярного давления.

2. Установлено, что при разработке трещинно-порового коллектора зависимость дебита нефти от депрессии меняется с течением времени от прямо пропорциональной до малозначимой.

3. Получена зависимость депрессии, при которой происходит выравнивание скоростей капиллярной пропитки и продвижения контура нефтеносности от величины капиллярного давления и параметров пласта.

4. Обоснована необходимость учета содержания сульфатов (гипса и ангидрита) в породах среднего карбона при интерпретации геолого-геофизических исследований скважин для подсчета запасов, моделирования и проектирования разработки.

Основные защищаемые положения.

1. Геологическая и гидродинамическая модель пилотного участка 301303 залежей Ромашкинского месторождения.

2. Методика оценки качества геолого-геофизической интерпретации.

3. Методика проведения адаптации модели, имеющей большое число скважин и длительную историю разработки.

4. Методика построения и математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов.

5. Новые технологические решения по регулированию разработки, позволяющие снизить темп роста обводненности скважин и продлить срок рентабельной эксплуатации.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики, на использовании современных методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей.

Достоверность

Достоверность полученных результатов подтверждается сопоставлением модельных данных с фактическими показателями разработки, с теоретическими выкладками, с оценками по статистическим методам, с результатами ручного счета на контрольных примерах, с результатами их применения в промысловых условиях, многочисленным тестированием программ при различных исходных данных.

Практическая значимость и реализация результатов исследований.

1. Для моделирования характерных для условий ОАО "Татнефть" залежей нефти предложены следующие механизмы анализа моделей: • анализ адаптации модели по произвольной группе скважин;

• оценка запасов нефти в произвольной области, на заданную дату;

• поисковая система, реализующая отбор скважин по определенным критериям: по фактическим, модельным показателям разработки и разности между ними;

• визуализация на двухмерной карте разности между фактическими и модельными показателями на заданный момент времени;

• статистический анализ параметров пластов;

• сравнительный статистический анализ фактических и модельных технологических показателей скважин, участков и объекта в целом;

• автоматизированная корректировка входных параметров в определенной области по заданной совокупности критериев.

2. Разработан метод построения и математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов в интеграции с интерпретацией данных в скважинах для выделения пластов-аналогов.

3. Создана методика,* позволяющая оценить качество адаптации моделей.

4. Полученные результаты использованы при составлении проектов доразработки залежей 302-303 Ромашкинского месторождения. Построенные постоянно-действующие модели залежей используются в НГДУ «Лениногорскнефть».

5. Предложенные технологии регулирования разработки трещинно-поровых коллекторов применены на практике при регулировании разработки 301-303 залежей в НГДУ «Лениногорскнефть» и дали среднегодовой экономический эффект от внедрения 250 тыс. руб.

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на 1-й, 2-й и 3-й молодежных научно-практических конференциях ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2001 г., 2002 г., г. Бугульма, 2003 г.), на научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения» (г. Казань, 2001 г., 2002 г.), на

Первой международной практической конференции «Моделирование пласта и разработки месторождений» (г. Москва, 2004 г.), на Всероссийском научно-практическом семинаре «Использование информационных технологий при разработке месторождений нефти и газа» (г. Лениногорск, 2004 г.).

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы из 105 наименований. Объем работы составляет 142 страниц, в том числе 53 рисунка, 16 таблиц.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 20 печатных работ, включая 18 статей, 2 изобретения. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка и решение задач, моделирование процессов разработки, анализ полученных результатов.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность научному руководителю д.т.н., академику АН РТ Ибатуллину P.P., д.т.н. Абдулмазитову Р.Г., к.г.-м.н. Салимову В.Г., Латифуллину Ф.М. за ценные консультации и содействие в выполнении диссертационной работы.

Краткое содержание работы.

Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы совершенствования системы разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее реализация в промышленности.

В первой главе рассматривается состояние изученности проблемы разработки карбонатных коллекторов. Проблемам разработки залежей с коллекторами трещинно-порового посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных исследователей: Абдулмазитова Р.Г., Аширова К.Б., Баренблатта Г.И., Вахитова Г.Г., Викторина В.Д., Гавуры А.В., Дияшева Р.Н., Желтова Ю.П., Закирова С.Н., Ибатуллина P.P., Колганова В.И., Лыкова НА., Лысенко В.Д., Майдебора В.Н., Молоковича Ю.М., Пилатовского В.П., Ромма Е.С., Рыжика В.М., Сургучева М.Л., Теодоровича Г.И., Фазлыева Р.Т., Хисамова Р.С., Хисамутдинова Н.И., Швецова ИА., Щелкачева В.Н., Coats

K.N., Van Everdingen A.F., Van Golf-Racht T.D., Hurst W., Katz D.L., Mattax C.C. и др.

В этих работах рассмотрены такие важные аспекты как зависимости относительных фазовых проницаемостей, подходы к подсчету запасов и обоснование емкостных параметров матрицы и трещин, проблемы моделирования трещинно-порового коллектора, влияние плотности сетки скважин, неоднородности пластов и трещиноватости на нефтеотдачу карбонатных коллекторов. Исходя из состояния изученности основных проблем сформулированы задачи исследований диссертационной работы.

В данной главе также рассмотрены характерные особенности разработки коллекторов трещинно-порового типа на примере залежей 301, 302, 303 Ромашкинского месторождения, наиболее типичных коллекторов данного типа с высоковязкими нефтями, по которым имеется достаточный опыт разработки.

Разработка трещинно-поровых карбонатных коллекторов характеризуется:

резким обводнением продукции скважин подошвенной и смешанной водой;

малым отбором запасов при больших объемах добываемой воды;

отсутствием адекватных моделей для проектирования горизонтальных скважин и определения их режимов эксплуатации.

Во второй главе рассмотрены существующие геометрические модели представления трещинно-поровой среды Каземи и Уоррена - Рута. Показано, что модель Уоррена - Рута более универсальна и имеет обширную область применения. Исследованы основные уравнения фильтрации однородной жидкости в трещинно-поровой среде и двухфазной жидкости в условиях капиллярной пропитки. Приведены основные уравнения, входящие в состав модели двойной пористости и проницаемости, которая была использована при выполнении работы.

Основой второй главы диссертационной работы является методика

оценки качества модели, на базе которой выработана технология адаптации модели по истории разработки. Методика оценки качества модели базируется на статистической обработке модельных и фактических данных.

Предложена технологии построения модели, в рамках которой разработана методика и компьютерная программа, автоматизирующая математическое моделирование структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов в интеграции с интерпретацией данных в скважинах для выделения пластов-аналогов. Для выделения в скважинах пластов-аналогов разработаны методика и компьютерная программа, которые позволяют определить пласт-аналог, в каждой скважине в зонах отсутствия коллектора пропорционально общему ГСР.

Основная идея методики оценки качества модели состоит в том, чтобы рассчитывать коэффициент корреляции и адаптации модели по какому-либо параметру, или по их совокупности. Причем эти коэффициенты рассчитываются как для каждой скважины, так и для групп скважин, месторождения в целом. Далее скважины ранжируются по типам пористости и проницаемости перфорированных пластов. Нами введен коэффициент адаптации модели, который определен как произведение коэффициента корреляции любого параметра скважины на отношение дисперсий фактических и модельных данных этого параметра.

где: р - коэффициент корреляции, - дисперсия выборки х, (у* —

дисперсия выборки у.

На рисунке 1 представлено табличная форма распределения скважин по интервалам изменения коэффициента адаптации модели по дебиту нефти.

шагов (%)

скважин [Ч]

КоэФФ корр Частость |Накоп част

00 0.1 0 00 1100 00

01 02 0 00 100 00 I |

02 03 000 100 00

03 04 000 10000

04 05 000 100 00

о1П ОБ 2ББ7 юооа

оГ 07 22 22 73 33

оТ- 08 ББ7 5111

ОЕГ 09 3778 ,44 44 I

сГЁП 10 Б 67 1 6 67 [

КшФФ корр Частость Накоп част

00 - 01 врн 10000

01 02 03В 100 00

02 - 03 000 99 62

03 - 04 057 99 62

04 - 05 115 99 05

05 06 287 97 90

ОБ - 07 Б 30 9523

07 • 08 1509 88 93

0В - 03 71 95 73 85 !

03 - 1 0 1 91 | 1 91

Рис. 1. Распределение скважин по интервалам изменения коэффициента адаптации модели

Для определения качества адаптации модели в зависимости от фильтрационно-емкостных параметров проведено ранжирование скважин по интервалам коэффициентов корреляции и адаптации и по типам проницаемости и пористости. Скважины по своим коллекторским свойствам разбиты на 7 групп:

Таблица 1

Группирование скважин по фильтрационным свойствам пластов

Группа Характеристика группы

1 все перфорированные пласты имеют проницаемость не выше 30 мД.

2 все перфорированные пласты имеют проницаемость от 30 до 100 мД

3 все перфорированные пласты имеют проницаемость свыше 100 мД

4 смешанная 1 и 2 группы

5 смешанная 1 и 3 группы

6 смешанная 2 и 3 группы

7 смешанная 1,2 и 3 группы

По каждой из групп вычислен коэффициент адаптации модели и представлен на следующей диаграмме. Видно, что для данного объекта

скважины каждой группы адаптированы примерно одинаково, скважины первой группы адаптированы лучше других.

Рис.2. Распределение скважин по коэффициенту адаптации модели в зависимости от группы по проницаемости

На базе описанной методики предложена технология анализа и адаптации модели, созданы компьютерные программы, реализующие данную технологию. Для этого выполняется:

- анализ адаптации модели по произвольной группе скважин, определяемой после расчета;

- оценка запасов нефти в произвольной области, определяемой после расчета на заданную дату;

- поисковая система, реализующая отбор скважин по заданным критериям по фактическим, модельным данным и разности между ними;

- визуализация на двухмерной карте разности между фактическими и модельными показателями на заданный момент времени;

- статистический анализ параметров пластов;

- статистический анализ фактических и модельных технологических показателей скважин, участков и объекта в целом;

автоматизированная корректировка входных параметров в определенной области по заданной совокупности критериев.

Адаптация модели проводится в основном при помощи автоматизированной модификации абсолютной проницаемости и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в зонах плохой сходимости и изменения граничных условий на скважинах.

Технологическая цепочка автоматизированной адаптации модели состоит из следующих пунктов:

1. воспроизведение на фильтрационной модели начальных запасов нефти, подсчитанных в геологической модели путем автоматизированного подбора емкостных параметров;

2. воспроизведение добычи жидкости в целом по объекту моделирования путем автоматизированного подбора фильтрационных и емкостных параметров;

3. воспроизведение добычи нефти и воды в целом по объекту моделирования и по любому участку путем автоматизированного подбора фазовых проницаемостей в прискважинной и удаленной зоне;

4. воспроизведение добычи нефти и воды по скважинам путем автоматизированного подбора фазовых проницаемостей в точке перфорации, прискважинной и удаленной зоне.

Далее были проведены исследования влияния относительных фазовых проницаемостей трещин на адаптацию модели. Показано, что для условий 301-303 залежей Ромашкинского месторождения имеются несущественные отличия в моделях с различными ОФП для трещин, выраженными многочленами третьей степени и линейными функциями.

В третьей главе проведены исследования по выявлению влияния геологических и технологических параметров на основные показатели разработки. Определялось влияние таких параметров, как линейные размеры блоков матрицы, пористость блоков матрицы, величина капиллярного давления, размеры переходной зоны. В результате исследований показано, что увеличение объемной плотности трещин (или их густоты при наличии ориентированных систем трещин) приводит к улучшению технологических показателей разработки залежи (увеличению добычи нефти и снижению добычи попутной воды). При слабой трещиноватости запасы нефти трещинно-порового пласта будут вырабатываться недостаточно.

С увеличением пористости блоков снижаются капиллярные силы и интенсивность капиллярной пропитки и тем самым оказывается неблагоприятное влияние на нефтеотдачу и другие показатели разработки.

Рост капиллярного давления в системе нефть-газ-вода-порода приводит к повышению нефтеизвлечения в гидрофильных трещинно-поровых коллекторах. При значительном росте капиллярного давления в таком коллекторе вода удерживается в блоках породы и практически не добывается.

Для определения влияния режимов работы скважин на технологические показатели разработки были проведены расчеты при различных депрессиях в следующих вариантах:

одна вертикальная добывающая скважина;

одна вертикальная добывающая и одна вертикальная нагнетательная скважина;

одна горизонтальная скважина с тремя различными профилями (нисходящий, горизонтальный в кровельной части пласта, горизонтальный в центральной части пласта);

В каждом из этих вариантов расчеты велись при депрессиях 9; 2; 1; 0,5; 0,1 МПа. Общим для всех случаев разработки трещинно-порового коллектора является то, что существует узкий интервал времени, в течение

которого обводненность продукции резко возрастает от малых до очень больших величин.

При эксплуатации залежи в трещинно-поровом коллекторе без заводнения дебит нефти выше при более высоких депрессиях. Динамика роста обводненности при работе залежи без поддержания пластового давления характеризуется тем, что момент резкого роста обводненности отодвигается во времени по мере снижения депрессии. При очень малых депрессиях резкого роста обводненности не наблюдается вовсе.

При заводнении дебит нефти вертикальной скважины со временем практически перестает зависеть от депрессии на пласт. Динамика роста обводненности вертикальной скважины при заводнении характеризуется тем, что, начиная с некоторой величины депрессии, интервал резкого роста обводненности и темп роста практически перестают зависеть от величины приложенной депрессии.

Дебит нефти горизонтальной скважины быстро падает, однако со временем также оказывается мало зависящим от депрессии, за исключением случая очень малой ее величины. При высоких депрессиях горизонтальные скважины будут обводняться практически сразу, в течение первого года эксплуатации. При умеренных депрессиях момент быстрого роста обводненности отодвигается во времени, причем чем ниже депрессия, тем длительнее срок работы скважины с малой обводненностью. При некоторой очень малой депрессии резкого роста обводненности не наблюдается.

Для горизонтальной скважины при ориентации ее ствола параллельно направлению трещин дебит нефти незначительный, но достаточно стабильный, обводненность растет плавно, как в случае гранулярных коллекторов. Для горизонтальной скважины при ориентации ее ствола ортогонально направлению трещин высокий начальный дебит падает, обводненность растет, и по величине становится выше обводненности при параллельной ориентации ствола.

Таким образом, характерным для трещинно-поровых коллекторов является то, что при низких депрессиях увеличивается срок эксплуатации скважины с малой обводненностью вследствие уменьшения скорости движения воды по трещинам, в результате чего возрастает доля нефти в жидкости, фильтрующейся в трещинах породы. Можно констатировать, что механизм выработки запасов трещинно-порового пласта отличается от механизма вытеснения нефти за счет напора воды, который имеет место в гранулярных коллекторах. Дебит жидкости зависит от депрессии для той и другой модели коллектора, однако дебит нефти, за исключением некоторого начального периода разработки, в трещинно-поровом коллекторе оказывается от нее мало зависящим.

Показано, что организация заводнения после эксплуатации залежи на естественном режиме не приводит к ухудшению конечных результатов по нефтеизвлечению, накопленной добыче нефти и обводненности, по сравнению с заводнением введенным с начала разработки, кроме того, накопленная добыча воды и закачка снижаются, однако срок разработки увеличивается.

В четвертой главе описано построение геолого-гидродинамической модели. Наличие разных интерпретаций геофизических исследований скважин (ГИС) для рассматриваемого объекта привело к тому, что было построено две геологические модели, между которыми следовало провести выбор. Поскольку результаты интерпретаций существенно различались, возникла необходимость проверки достоверности геологической модели.

В данной главе предложен способ проверки геологической модели на соответствие промысловым данным. При этом по данным геологической модели строится фильтрационная модель, оценивается точность адаптации в целом по объекту, далее качество адаптации по скважинам на основе описанной во второй главе методике. Далее оценивается влияние трещин на показатели разработки, и, наконец, проводится дополнительная оценка по характеристикам вытеснения. Для апробации предложенной методики было

построено 2 модели по разным интерпретациям ГИС (далее данные 1, данные 2). Первая модель чисто порового типа, вторая модель - трещинно-порового типа, причем модель 2 более расчленена, запасы в первой модели на 40% больше, чем во второй. Разница в запасах объясняется тем, что в процессе построения геологической модели 2 были выделены интервалы с повышенным содержанием сульфатов (гипса и ангидрита) и отнесены к неколлекторам. В модели 1 эти интервалы не выделялись.

Первым этапом проверки моделей было сопоставление фактических интегральных показателей по добыче нефти, воды и жидкости с аналогичными показателями, полученными по обеим моделям (таб. 2). Из таблицы видно, что модель 2 значительно лучше приближена к факту по сравнению с моделью 1 по объекту в целом. Далее проверено качество адаптации по скважинам на основе описанной во второй главе методике. В модели 1 свыше 42% скважин воспроизводят историю с коэффициентом корреляции по нефти более 0,7. По модели 2 с корреляцией по нефти более 0,7 воспроизводят историю 61% скважин.

По модели 1 с корреляцией по воде более 0,9 воспроизводят историю 30% скважин, а по модели 2 с той же корреляцией по воде 61% скважин. Сравнивая воспроизведение истории разработки моделями 1 и 2, можно отметить объективное превосходство модели 2, однако назвать однозначную причину такого превосходства нельзя без дополнительных исследований. В данном случае наблюдается наложение двух основных факторов. Первый фактор заключается в принципиальном отличии по типу модели. Модель 1 порового типа, модель 2 типа «двойной пористости и проницаемости». Второй фактор заключается в значительной разнице (более 40%) в запасах нефти. В модели 1 наблюдается меньший по сравнению с фактом отбор жидкости, и, в особенности, воды. Одним из объяснений может быть то, что фильтрационные характеристики карбонатных пластов, заложенные в модель, не высоки, а трещиноватость не учтена, поэтому в модели

поддерживается заданный отбор жидкости и происходит переход на режим поддержания забойного давления.

Таблица 2

Показатели, характеризующие адаптацию моделей в целом по участку

Показатели Модель 1 Модель 2

Дебит жидкости на 01.10.2003 в % от фактического значения 53 91

Накопленная добыча жидкости на 01.10.2003 в % от фактического значения 57 90

Дебит нефти на 01.10.2003 в % от фактического значения 58 92

Накопленная добыча нефти на 01.10.2003 в % от фактического значения 107 103

Дебит воды на 01.10.2003 в % от фактического значения 51 90

Накопленная добыча воды на 01.10.2003 в % от фактического значения 28 82

Нами было сделано предположение о том, что при внесении в модель 1 параметров трещин возможно поддержание фактических отборов жидкости. Для проверки данной гипотезы, а также для выявления влияния запасов нефти на воспроизведение истории разработки была построена модель, содержащая все параметры модели 1, а, следовательно, и запасы, плюс параметры трещин модели 2. В результате полученная модель, назовем ее условно 1-2, действительно по отбору жидкости практически повторила модель 2. Накопленный отбор жидкости модели 1-2 составил 96% от отбора жидкости модели 2. Несмотря на то, что с введением свойств трещин удалось вывести добычу жидкости на уровень модели 2, дебиты нефти в модели 1-2 значительно превосходят фактические дебиты, а дебиты воды меньше фактических. Накопленная нефть модели 1-2 в 2,03 раза превышает фактическое значение, накопленная вода составляет 20% от фактического значения.

Далее проведено сопоставление извлекаемых запасов данного участка, полученных по различным характеристикам вытеснения, с извлекаемыми

запасами, полученными по модели 1 и 2. Результаты представлены в таблице 3. Как видно из таблицы, запасы, полученные по модели 1, в два раза превышают самую высокую оценку, полученную по характеристикам вытеснения, запасы, полученные по модели 2 практически совпали с запасами по методике А.В. Копытова и со средними запасами по всем характеристикам вытеснения.

Таблица 3

Сопоставление извлекаемых запасов нефти, полученных по различным методикам

№ Методика Извлекаемые запасы (тыс. т.)

1 A.B. Копытова 614

2 С.П. Назарова 779

3 A.M. Пирвердяна 550

4 Г.С. Камбарова 410

5 Средние по характеристикам вытеснения 588

6 Модель 1 1522

7 Модель 2 602

На основе проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

• предложенная методика оценки качества интерпретации может быть использована для карбонатных отложений;

• для условий залежей 302-303 использование гидродинамического моделирования без привлечения параметров трещин представляется не целесообразным;

• интерпретация разреза с большей неоднородностью и расчлененностью более точно соответствует фактической работе скважин по сравнению с более однородной;

• интерпретация геолого-геофизического материала без учета содержания сульфатов (гипса и ангидрита) дает завышенные запасы нефти, что не позволяет ее рекомендовать для применения в условиях залежей в карбонатных коллекторах среднего карбона;

• целесообразно дополнить обязательный комплекс геофизических исследований карбонатных коллекторов среднего карбона акустическим методом и методом рассеянного гамма-излучения (плотностной вариант).

В пятой главе описаны две технологии регулирования разработки нефтяных залежей, которые были предложены на основе гидродинамических расчетов и теоретических выкладок. Первая технология - это регулирование разработки за счет изменения производительности добывающих скважин. Вторая технология - это регулирование разработки путем выравнивания скорости подъема ВНК.

В третьей главе показано, что по истечении некоторого времени работы скважины в трещинно-поровом коллекторе депрессия несущественно влияет на дебит нефти, в силу того, что нефть, содержащаяся в трещинах, извлечена, а извлечение нефти из блоков матриц мало зависит от создаваемого гидродинамического перепада давлений, но больше зависит от действия капиллярных и гравитационных сил. Однако при насыщении трещин нефтью скорости гравитационного вытеснения и капиллярной пропитки снижаются. Значит, необходимо задание таких режимов на скважине, при которых нефть, поступающая из матрицы в трещину, перемещалась бы к забою скважины, при этом депрессии не должны быть избыточны, чтобы не происходило неуправляемое увеличение попутно добываемой воды.

Рассмотрим работу обводненной скважины. Контур вытеснения в этом случае уже дошел до забоя скважины, а контур пропитки находится в зоне, удаленной от скважины. Происходит выработка запасов блоков матрицы.

При этом коэффициент продуктивности скважины резко возрастает, что обусловлено изменением вязкости притекающей жидкости (для воды примерно 1 мПас, для нефти 40 мПа-с). Скважина будет интенсивно отбирать воду, и в этом случае приходится снижать депрессию.

Например, пусть скважина давала в безводный период работы 5 м3/сут нефти вязкостью 40 мПа-с. После обводнения вязкость жидкости достигнет в пределе величины 1 мПа-с, а коэффициент продуктивности скважины, согласно формуле:

может возрасти до 40 раз. Если поддерживать ту же депрессию, то дебит скважины возрастет тоже в 40 раз и станет равным 200 м3/сут воды. Таким образом, процесс обводнения скважины сопровождается увеличением коэффициента продуктивности скважины и многократным ростом объема попутно добываемой воды.

В этих условиях приходится регулировать отборы жидкости, чтобы не извлекать из пласта воду, которая не совершает полезной работы по вытеснению нефти. Предел, до которого можно снизить депрессию на пласт, определится уравниванием действия приложенных гидродинамических сил с действием капиллярных и гравитационных сил в зонах, удаленных от скважин, т.е. там, где происходит выработка запасов нефти из блоков матрицы. При этом действие капиллярных и гравитационных сил остается неизменным (если, конечно, не применять вытесняющие агенты, изменяющие смачиваемость и поверхностное натяжение на границе раздела фаз).

Таким образом, надо снизить скорость фильтрации воды в трещинах вдали от скважины, однако не ниже скорости капиллярной пропитки, чтобы не допустить снижения темпов выработки запасов нефти в блоках. При этом

дебит скважины будет определяться темпом капиллярной пропитки блоков породы.

Приравнивая скорость фильтрации воды в трещинах на расстоянии г от

тт5г р„-рс 1

оси скважины

12ц, Н^-гс)г

к скорости капиллярной пропитки

а,1 Ра

блоков матрицы на фронте вытеснения и полагая была

' Р.

получена формула, связывающая значения минимальной депрессии, капиллярного давления и параметров коллектора и пласта:

где: А'и.^в - вязкости нефти и воды (мПа/с), Рк>Рс>Рш,-давление на

контуре питания, забойное давление и капиллярное давление (МПа), ^^ -расстояние до фронта пропитки и линейные размеры блока матрицы (м), Ша'5 .- пористость (д.ед.) и раскрытость (м) трещин, 0,ц = акЛ1 ' безразмерный коэффициент, зависящий от геометрических характеристик блока матрицы, - проницаемость блока (м2).

Эксплуатация скважины согласно предлагаемому способу позволяет существенно снизить обводненность добываемой продукции за счет повышения эффективности использования капиллярных сил. Промысловые исследования показали высокую эффективность предлагаемого способа. После установления расчетных технологических режимов удается снизить обводненность продукции скважин и продлить срок их рентабельной эксплуатации, что, в свою очередь, позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения пласта.

Технология регулирования разработки путем выравнивания скорости подъема ВНК заключается в том, чтобы приостановить кону сообразован ие воды в скважине. Для этого в добывающих скважинах проводят водоизоляционные работы нагнетанием тампонирующего реагента

селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны кислотным составом, производят порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны производят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости. При нагнетании тампонирующий раствор из-за меньших фильтрационных сопротивлений пластовой системы в первую очередь поступает в трещины и высокопроницаемую часть коллектора. Для улучшения фильтрационных свойств матрицы производятся разрыв и обработка стенок блока. Была построена геолого-гидродинамическая модель пилотного участка залежи, при этом геологическая модель отражала реальные запасы, а история разработки была воспроизведена таким образом, что к концу первого года эксплуатации скважина обводнилась до 96%, отобрав 2,4 тыс. тонн нефти, с дебитом 4 т/сут.

Рис. 3. Дебит нефти и обводненность до и после проведения мероприятия. Модель показала, что произошло обводнение скважины за счет подъема

конуса воды в прискважинной зоне, при этом в удаленной зоне пласта запасы не были выработаны. Дальнейшая эксплуатация данной скважины в том же режиме не приведет к выработке этих запасов вследствие низкого охвата заводнением. На гидродинамической модели были просчитаны указанные мероприятия путем перераспределения трещин внутри сеточного блока, обнуления вертикальной проницаемости трещин при неизменной латеральной проницаемости и значительным снижением фазовой проницаемости воды в трещинах. После проведения мероприятия обводненность скважины снизилась до 40%. Дебит скважины возрос с 4 т/сут до 10 т/сут.

Основные выводы

В работе решен полный комплекс задач, связанных с построением, адаптацией, геолого-промысловой оценкой и применением гидродинамических моделей трещинно-поровых коллекторов. Основными результатами работы являются следующие.

1. Для построения моделей крупных месторождений, состоящих их большого числа скважин и имеющих длительную историю разработки, созданы метод и программа математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов в интеграции с интерпретацией данных в скважинах для выделения пластов-аналогов. Создана методика, позволяющая оценить качество адаптации. Совместно с методикой создана компьютерная программа, которая ее реализует.

2. Созданы следующие алгоритмы автоматизированного анализа моделей:

анализ адаптации модели по произвольной группе скважин, определяемой после расчета;

оценка запасов нефти в произвольной области, определяемой после расчета на заданную дату;

^ поисковая система, реализующая отбор скважин по определенным критериям по фактическим, модельным данным и разности между фактом и моделью;

^ визуализация на двухмерной карте разности между фактическими и модельными показателями на заданный момент времени;

V статистический анализ параметров пластов;

сравнительный статистический анализ фактических и модельных технологических показателей скважин, участков и объекта в целом;

автоматизированная корректировка входных параметров в определенной области по заданной совокупности критериев.

3. Установлено, что чем больше объемная плотность трещин (или их густота при наличии ориентированных систем трещин), чем меньше пористость блоков, и чем больше капиллярное давление в системе нефть-газ-вода-порода, тем в большей мере происходит увеличение добычи нефти и снижение добычи попутной воды. Существует предел роста капиллярного давления в гидрофильном коллекторе, при котором вода удерживается в блоках породы и практически не добывается.

4. Установлено, что при разработке трещинно-порового коллектора зависимость дебита нефти от депрессии меняется с течением времени от прямо пропорциональной до малозначимой.

5. Проведенный анализ геологической модели показал, что: модель трещинно-порового коллектора позволяет воспроизвести

историю разработки карбонатных коллекторов среднего карбона при минимальных вариациях исходных параметров залежей. Для условий залежей 301-303 использование геологической основы без определения параметров трещин представляется нецелесообразной;

обоснована необходимость учета содержания сульфатов (гипса и ангидрита) при интерпретации материалов ГИС для подсчета запасов,

моделирования и проектирования разработки залежей нефти с трещинно-поровым типом коллектора;

S целесообразно дополнить обязательный комплекс геофизических исследований карбонатных коллекторов среднего карбона акустическим методом и методом рассеянного гамма-излучения (плотностной вариант).

6. Предложенные технические и технологические решения по регулированию разработки позволили снизить обводненность продукции залежи, повысить коэффициент нефтеизвлечения и сократить сроки разработки. Среднегодовой экономический эффект от внедрения составил 250 тыс. руб.

Список опубликованных работ по теме диссертации

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

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

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

4. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М., Диков В.И., Насыбуллин А.В. и др. Создание постоянно действующих моделей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений республики Татарстан на основе АРМ ЛАЗУРИТ и пакета программ фирмы Landmark// Нефтяное Хозяйство. -1998. - № 7. - С. 63-67.

5. Диков В.И., Разживин Д.А., Насыбуллин А.В. и др. Разработка методических подходов к 3D моделированию площадей Ромашкинского

месторождения с применением средств Stratamodel и Desktop-VIP // Нефть Татарстана. - 2000. - № 1. - С. 51-54.

6. Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин А.В. и др. Моделирование разработки трещинно-порового коллектора с применением программных средств Landmark// Нефть Татарстана. - 2000. - № 1. - С. 54-56.

7. Разживин Д.А., Насыбуллин А.В., Диков В.И. и др. 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.

8. Насыбуллин А.В., 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.

9. Насыбуллин А.В., 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.

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

11. Хусаинов В.М., Диков В.И., Насыбуллин А.В. и др. Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геолого-гидродинамической модели на примере блока 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения// Георесурсы. - 2001. - № 4. -С.24-27.

12. Насыбуллин А.В. Оценка влияния капиллярных сил на нефтеизвлечение из трещиновато-пористых коллекторов с использованием модели двойной пористости// Повышение эффективности разработки

нефтяных месторождений республики Башкортостан: Тез. док. науч.-практич. конф. Ишимбай 15-16 мая 2002 г. -Уфа, 2002. - С. 95.

13. Насыбуллин А.В. Определение оптимальных режимов работы скважин в залежи трещиновато-порового типа по модели двойной пористости// Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века: Тез. докл. науч.-практич. молодеж. конф. ОАО Татнефть. - Альметьевск, 2002. - С. 60-61.

14. Разживин Д.А., Насыбуллин А.В., Фазлыева А.Р. и др. Решение оптимизационных задач, способов и методов разработки на основе трехмерной геолого-гидродинамической модели.// Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения: Труды науч. практич. конф., посвящ. 10 летию АН РТ, 29-30 ноября 2001г. - Казань, 2002. - С. 91-99.

15. Насыбуллин А.В., Даровских АА, Абдулмазитов Р.Г. и др. 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, 29-30 ноября 2001г. -Казань, 2002.-С. 295-302.

16. Нурисламов Н.Б., Сеночкин П.Д., Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Орлов Г.А., Хамидуллина А.Н., Лифантьев А. В., Насыбуллин А.В. Прогнозирование местоположения невыработанных участков на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство. -2003.-№3.-С. 49-50.

17. Насыбуллин А.В., Петухов А.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. Технология построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана// Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 8. - С. 75-79.

18. Пат. РФ № 2209952. Класс Е 21 В 43/20 Способ разработки нефтяной залежи/ Г.Ф. Кандаурова, Р.Г. Абдулмазитов, Р.С. Хисамов, Р.С.

Нурмухаметов, А.В. Насыбуллин; Заявл. 03.10.2002, опубл. 10.08.2003. Бюл. изобретений. - № 22. - 4 с.

19. Пат. РФ № 2204703. Класс Е21 В 43/22, 43/27 Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа / И. Г. Юсупов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.С. Хисамов, Г.Ф. Кандаурова, А.В. Насыбуллин; Заявл. 27.04.2000, опубл. 20.05.2003. Бюл. изобретений. -№ 14. -8 с.

20. Ибатуллин P.P., Насыбуллин А.В. Информационные технологии в разработке нефтяных месторождений// Нефть и жизнь. - 2004. - № 4. -С. 48-49.

Соискатель:

А.В. Насыбуллин

85.00

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии Института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печатью 02 2003 г. Заказ №130 Тираж 100 экз

*. : V Ж*.***1

•к «г 4

' Л" » *"» Ч

, — ; / 2 2 ЛПР 2005

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Насыбуллин, Арслан Валерьевич

Введение.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Состояние изученности карбонатных коллекторов.

1.2. Особенности разработки коллекторов трещинно-порового типа.

1.3. Постановка задач исследования.

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

2.1. Геометрические модели трещинно-поровой среды.

2.2. Методы расчета фильтрации через трещинно-поровую среду.

2.3 Методика расчета нефтеизвлечения из трещинно-порового коллектора.

2.4. Разработка методики оценки качества адаптации моделей.

2.4.1 Построение геологической модели.

2.4.2 Методика оценки качества адаптации моделей.

2.4.3 Технология адаптации моделей.

2.4.4. Влияние вида относительных проницаемостей трещин на адаптацию.

Выводы.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ.

3.1. Влияние физических свойств коллектора.

Выводы.

3.2. Влияние геологического строения и типа коллектора.

Выводы.

3.3. Влияние режимов работы скважин.

Выводы.

4. СОЗДАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПИЛОТНОГО УЧАСТКА 302-303 ЗАЛЕЖЕЙ.

4.1 Постановка задачи и методы решения.

4.2 Геологическая характеристика пилотного участка залежей 301-303.

4.3 Создание геологической модели.

4.4 Создание гидродинамической модели.

4.5 Анализ результатов.

Выводы.

5. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА.

5.1 Регулирование разработки путем изменения производительности добывающих скважин.

5.2 Регулирование разработки путем выравнивания скорости подъема ВНК. 117 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах на основе гидродинамического моделирования"

Актуальность темы

На месторождениях республики Татарстан отобрано 92,9% активных и 45,4% трудноизвлекаемых запасов, в накопленном отборе доля активных запасов составила 80,2%, а трудноизвлекаемых - 19,8%. В структуре остаточных извлекаемых запасов активные составляют 20,4%, а трудноизвлекаемые — 79,6%, в том числе на долю высоковязких нефтей приходится 39,5%, в малопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах - 20,4% и в водонефтяных зонах с малой нефтенасыщенной толщиной 19,5%. (Галеев Р.Г. [1]). Все это свидетельствует об ухудшении структуры остаточных запасов в сторону трудноизвлекаемых. Нефтяные залежи Татарстана в карбонатных коллекторах вполне правомерно относят к категории сложно-построенных, а их запасы нефти - к трудноизвлекаемым. Во-первых, карбонатные коллектора месторождений Татарстана, как и другие подобные отложения, характеризуются наличием трещиноватости [2], а поэтому, в отличие от терригенных, не поддаются достаточно уверенному изучению геофизическими или чисто лабораторными методами. Во-вторых, данные карбонатные коллектора содержат высоковязкие нефти.

В настоящее время существуют различные методы разработки карбонатных коллекторов как на естественном режиме, так и с применением заводнения. Разработка на естественном режиме характеризуется малыми дебитами скважин и низким значением нефтеизвлечения. Известно, что карбонатные коллектора, в том числе и с высоковязкими нефтями, можно разрабатывать с помощью заводнения [3, 4, 5, ,6, 7]. Тем не менее, не все методические вопросы решены, существуют проблемы в обеспечении эффективной разработки залежей нефти с трещинно-поровым типом коллектора. Важнейшей проблемой является низкий коэффициент нефтеизвлечения. Это связано с низким охватом вытеснением вследствие: во-первых, значительного превышения проницаемости трещин над проницаемостью матричных блоков, во-вторых, значительной разницей в вязкости нефти и воды. Поэтому происходит неравномерный охват пласта заводнением, быстрое обводнение добывающих скважин [8], в частности, на залежах нефти башкирских и серпуховских отложений Ромашкинского месторождения. Данная проблема требует выработки новых подходов к заданию режимов скважин для снижения обводненности и поддержания уровня добычи нефти.

В связи с этим большую актуальность приобретает изучение процессов фильтрации флюидов и увеличение нефтеизвлечения в карбонатных коллекторах с использованием геолого-технологических моделей.

Цель работы

Основной целью данной работы является совершенствование системы разработки трещинно-поровых коллекторов на основе гидродинамического моделирования для обеспечения наиболее эффективных показателей разработки.

Основные задачи исследования

1. Изучение особенностей выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа.

2. Анализ методов расчета фильтрации через трещинно-поровую среду и оценка влияния геологических параметров и технологических режимов работы скважин на показатели разработки.

3. Разработка методики и программного обеспечения для адаптации геолого-гидродинамических моделей и оценки ее качества.

4. Создание геолого-гидродинамических моделей месторождений нефти в карбонатных отложениях на примере пилотного участка залежей 301-303 Ромашкинского месторождения.

5. Совершенствование технологий регулирования разработки залежей в трещинно-поровых коллекторах.

Методы решения поставленных задач:

Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики, на использовании современных методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей.

Научная новизна:

1. Установлен характер зависимости технологических показателей разработки залежей нефти в трещинно-поровом коллекторе от объемной плотности трещин, пористости блоков матрицы и капиллярного давления.

2. Установлено, что при разработке трещинно-порового коллектора зависимость дебита нефти от депрессии меняется с течением времени от прямо пропорциональной до малозначимой.

3. Получена зависимость депрессии, при которой происходит выравнивание скоростей капиллярной пропитки и продвижения контура нефтеносности, от величины капиллярного давления и параметров пласта.

4. Обоснована необходимость учета содержания сульфатов (гипса и ангидрита) в породах среднего карбона при интерпретации геолого-геофизических исследований скважин для подсчета запасов, моделирования и проектирования разработки.

Достоверность

Достоверность полученных результатов подтверждается сопоставлением модельных данных с фактическими показателями разработки, с теоретическими выкладками, с оценками по статистическим методам, с результатами ручного счета на контрольных примерах, с результатами их применения в промысловых условиях, многочисленным тестированием программ при различных исходных данных.

Практическая ценность:

1. Для моделирования характерных для условий ОАО "Татнефть" залежей нефти предложены следующие механизмы анализа моделей:

• анализ адаптации модели по произвольной группе скважин;

• оценка запасов нефти в произвольной области, на заданную дату;

• поисковая система, реализующая отбор скважин по определенным критериям: по фактическим, модельным показателям разработки и разности между ними;

• визуализация на двухмерной карте разности между фактическими и модельными показателями на заданный момент времени;

• статистический анализ параметров пластов;

• сравнительный статистический анализ фактических и модельных технологических показателей скважин, участков и объекта в целом;

• автоматизированная корректировка входных параметров в определенной области по заданной совокупности критериев.

2. Разработанная модель трещинно-порового коллектора позволяет воспроизводить историю разработки карбонатных коллекторов при минимальных вариациях исходных параметров залежей.

3. Разработан метод построения и математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов в интеграции с интерпретацией данных в скважинах для выделения пластов-аналогов.

4. Создана методика, позволяющая оценить качество адаптации моделей.

5. Полученные результаты использованы при составлении проектов доразработки залежей 302-303 Ромашкинского месторождения. Построенные постоянно-действующие модели залежей используются в НГДУ «Лениногорскнефть».

6. Предложенные технологии регулирования разработки трещинно-поровых коллекторов применены на практике при регулировании разработки

301-303 залежей в НГДУ «Лениногорскнефть» и дали среднегодовой экономический эффект от внедрения 250 тыс. руб.

Основные защищаемые положения

1. Геологическая и гидродинамическая модель пилотного участка 301303 залежей Ромашкинского месторождения.

2. Методика оценки качества геолого-геофизической интерпретации.

3. Методика проведения адаптации модели, имеющей большое число скважин и длительную историю разработки.

4. Методика построения и математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов.

5. Новые технологические решения по регулированию разработки, позволяющие снизить темп роста обводненности скважин и продлить срок рентабельной эксплуатации.

Апробация работы.

Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на 1-й, 2-й и 3-й молодежных научно-практических конференциях ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2001 г., 2002 г., г. Бугульма, 2003 г.), на научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения» (г. Казань, 2001 г., 2002 г.), на Первой международной практической конференции «Моделирование пласта и разработки месторождений» (г. Москва, 2004 г.), на Всероссийском научно-практическом семинаре «Использование информационных технологий при разработке месторождений нефти и газа» (Лениногорск, 2004 г.).

По теме диссертации опубликовано 20 печатных работ, включая 18 статей, 2 изобретения. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка и решение задач, моделирование процессов разработки, анализ полученных результатов.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы из 105 наименований. Объем работы составляет 142 страниц, в том числе 53 рисунка, 16 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Насыбуллин, Арслан Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В данной работе решен полный комплекс задач, связанных с построением, адаптацией, геолого-промысловой оценкой и применением гидродинамических моделей трещинно-поровых коллекторов. Основными результатами работы являются следующие.

1. Для создания моделей крупных месторождений, состоящих их большого числа скважин и длительной истории разработки, разработан метод и специальная программа построения и математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов в интеграции с интерпретацией данных в скважинах для выделения пластов-аналогов. Создана методика, позволяющая оценить качество адаптации. Совместно с методикой создана компьютерная программа, которая ее реализует.

2. Созданы следующие алгоритмы автоматизированного анализа моделей:

S анализ адаптации модели по произвольной группе скважин, определяемой после расчета;

•S оценка запасов нефти в произвольной области, определяемой после расчета на заданную дату;

•S поисковая система, реализующая отбор скважин по определенным критериям по фактическим, модельным данным и разности между фактом и моделью;

S визуализация на двухмерной карте разности между фактическими и модельными показателями на заданный момент времени;

S статистический анализ параметров пластов;

S сравнительный статистический анализ фактических и модельных технологических показателей скважин, участков и объекта в целом;

S автоматизированная корректировка входных параметров в определенной области по заданной совокупности критериев.

3. Установлено, что чем больше объемная плотность трещин (или их густота при наличии ориентированных систем трещин), чем меньше пористость блоков, и чем больше капиллярное давление в системе нефть-вода-порода, тем в большей мере происходит увеличение добычи нефти и снижение добычи попутной воды. Существует предел роста капиллярного давления в гидрофильном коллекторе, при котором вода удерживается в блоках породы и практически не добывается.

4. Установлено, что при разработке трещинно-порового коллектора зависимость дебита нефти от депрессии меняется, с течением времени, от прямо пропорциональной до малозначимой.

5. Проведенный анализ геологической модели показал, что:

S модель трещинно-порового коллектора позволяет воспроизвести историю разработки карбонатных коллекторов среднего карбона при минимальных вариациях исходных параметров залежей.; Для условий залежей 301-303 использование геологической основы без определения параметров трещин представляется нецелесообразной;

S обоснована необходимость учета содержания сульфатов (гипса и ангидрита) при интерпретации материалов ГИС для подсчета запасов, моделирования и проектирования разработки залежей нефти с трещинно-поровым типом коллектора;

S целесообразно дополнить обязательный комплекс геофизических исследований карбонатных коллекторов среднего карбона акустическим методом и методом рассеянного гамма-излучения (плотностной вариант).

6. Предложенные технические и технологические решения по регулированию разработки позволили снизить обводненность продукции залежи, повысить коэффициент нефтеизвлечения и сократить сроки разработки. Среднегодовой экономический эффект от внедрения составил 250 тыс. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Насыбуллин, Арслан Валерьевич, Бугульма

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

2. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 414 с.

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

4. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождениий.// Казань, 1989. -136 с.

5. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки залежей Татарстана, приуроченных к сложнопостроенным коллекторам.// Тез. междунар. симпозиума. Санкт-Петербург, 1992. — С. 194-195.

6. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами: Автореф. дис. докт. техн. наук. УФА, 2004. - 52 с.

7. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г. и др. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах// Нефтяное Хозяйство. 1996. - № 10. - С. 25-28.

8. Ковалев B.C. Сопоставление фактических и расчетных показателей заводнения терригенных и карбонатных пластов// Тр. Гипровостокнефти. -1973. -вып. 18.- С. 65-84.

9. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. - 202 с.

10. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. —М.: Недра, 1966. - 283 с.

11. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980. - 287 с.

12. Гавура А.В. Оценка влияния трещиноватости на конечные показатели разработки карбонатных пластов при заводнении// Тр. Гипровостокнефти. — 1979. вып.ЗЗ. - С. 84-92.

13. Зиннатуллин Н.Х., Юдинцев Е.А. Учет глинистости карбонатных пород при определении их пористости// Нефтяное Хозяйство. 1988. - № 11. -С. 36-38.

14. Кнеллер Л.Е., Рыскаль О.Е. Определение параметров трещиноватости коллекторов по результатам ГИС, испытаний, керну// Нефтяное Хозяйство. -1997.-№8.-С. 22-25.

15. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. Ленинград: Недра, 1987. 96 с.

16. Гапонова Л.М. Разработка системного анализа рациональной эксплуатации месторождений на основе гидродинамического моделирования: Автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень, 2002. - 24 с.

17. Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии// Нефтяное Хозяйство. 1989. - № 9. - С. 43-48.

18. Хамитов И.Г. Разработка компьютерной технологии построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2000. - 23 с.

19. Мухаметшин Р.З., Булыгина Н.Ф., Юдинцев Е.А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов// Нефтяное Хозяйство. 1988. - № 5. - С. 34-38.

20. Струкова Н. А. Геолого-промысловое обоснование систем разработки с заводнением для залежей нефти повышенной вязкости в карбонатных коллекторах: Автореф. дис. канд. геол.-минерал, наук. Ижевск, 1983. - 27 с.

21. Швецов И.А. Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого пласта// Тр. Гипровостокнефти. 1974. - вып. 23. - С. 56-63.

22. Валитов М.З. Выбор оптимальных систем разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам Северо-Западной Башкирии: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1970. — 13 с.

23. Гавура А. В. Исследование влияния геолого-физических и технологических факторов на нефтеотдачу карбонатных коллекторов при заводнении: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 1981. - 22 с.

24. Нугайбеков А. Г. Геотехнологические особенности нефтеизвлечения в карбонатных колллекторах: Автореф. дис. докт. техн. наук. Тюмень, 2002. — 43 с.

25. Ибатуллин P.P. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти теплоносителями в условиях термокапиллярной пропитки блоков пород: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 1985. - 15 с.

26. Ибатуллин P.P. Создание методов увеличения нефтеотдачи пластов с целью их применения на поздней стадии разработки месторождений заводнением (на примере нефтяных месторождений Татарстана): Автореф. дис. докт. техн. наук. М., 1995. - 50 с.

27. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах// Доклады АН СССР. 1960.-Том 132-№ 3-С. 545-548.

28. Распопов А.В., Щипанов А.А. Влияние динамической деформации трещинно-порового коллектора на добычу нефти// Нефтяное Хозяйство. -2002. № 6. - С. 97-99.

29. Хайрединов Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Татарии// Тр. ТатНИПИнефть. 1973. - вып. 24 - С. 77-84.

30. Хайрединов Н.Ш. Формирование залежей нефти в карбонатных отложениях// Тр. ТатНИПИнефть. 1973. - вып. 24. - С. 84-92.

31. Хайрединов Н.Ш. Основные черты формирования карбонатных коллекторов на примере ТАССР// Тр. ТатНИПИнефть. 1974. - вып. 26 -С. 109-116.

32. Салимов В.Г., Хайрединов Н.Ш. Исследование коллекторских свойств карбонатных пород методами факторного анализа// Тр. ТатНИПИнефть. -1974. вып.26 - С. 104-109.

33. Ахметов Н.Г., Ахмедзянов Н.Г., Чишковский В.А. Условия залегания нефти в карбонатных коллекторах в связи с подсчетом запасов// Тр. ТатНИПИнефть. 1973. - вып. 24 - С. 13-16.

34. Чишковский В.А. Особенности залегания верей-башкирских отложений в пределах западного склона Южного купола Татарского свода// Тр. ТатНИИ. -1971 вып. 18-С. 22-25.

35. Орлинский Б.М., Мациевский Н.С., Муслимов Р.Х. Применение промывочной жидкости с боропродуктами для выделения коллектора в карбонатном разрезе. РНТС// Нефтегазовая геология и геофизика. 1980. - № 11.-С. 36-38.

36. Зиннатуллин Н.Х., Султанов С.А. Определение нижних пределов параметров продуктивных коллекторов. РНТС// Нефтегазовая геология и геофизика. 1981. - № 12. - С. 26-29.

37. Зиннатуллин Н.Х. Выделение коллекторов в карбонатных разрезах Татарии и разделение их на типы по геофизическим данным// Тр. ТатНИПИнефть. 1973. - вып. 24 - С. 56-67.

38. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости пластов в карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов нефтяных месторождений юго-востока Татарии// Тр. ТатНИПИнефть. 1974. - вып. 26 -С. 85-92.

39. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости и выделение проницаемых прослоев в пластах В1 и В2 верейского горизонта юго-востока Татарии// Тр. ТатНИПИнефть. 1974. - вып. 26 - С. 92-99.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

53. 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//Нефтяное хозяйство. 2002. - №10 - С. 56-59.

54. Данилов B.JL, Кац P.M. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. М.: Недра, 1980. — 264 с.

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

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

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

58. Никифоров А.И., Низаев Р.Х., Солянов П.А., Блочное осреднение модели двухфазной фильтрации в трещиновато-пористом пласте.- Сб.: Моделирование процессов фильтрации и разработки нефтяных месторождений.-Казань, 1992, с.52-57.

59. Басниев К.С., Власов A.M., Кочина И.Н. и др. Подземная гидравлика// Учебник для ВУЗов М.: Недра, 1986. - 303 с.

60. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных колеекторов нефти и газа. Ленинград: Недра, 1974. - 200 с.

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

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

63. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1975. — 534 с.

64. Шаймуратов Р.В. Гидродинамика нефтяного трещиноватого пласта. — М.: Недра, 1980.-223 с.

65. Кузнецов A.M., Ковалев А.Г., Сальников Д.И. и др. Влияние анизотропии напряженного состояния на фильтрационные характеристики пород-коллекторов// Нефтяное Хозяйство. 1997. - № 7. - С. 44-45.

66. Landmark Graphics Corporation, VIP-EXECUTIVE Technical Reference, Version 4.0. 4.1-4.36 pp.

67. Coats K.N., Thomas L.K., Pierson R.G. Compositional and Black Oil Reservoir Simulation// SPE Monograph. 1996. — 29111.

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

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

70. Landmark Graphics Corporation, VIP-CORE, USER GUIDE, Version 4.0. -5.1-5.32 pp.

71. Закс Л. Статистическое оценивание. М.: Статистика, 1976. - 597 с.

72. Ибатуллин P.P., Насыбуллин А.В. Информационные технологии в разработке нефтяных месторождений// Нефть и жизнь. 2004. - № 4. -С. 48-49

73. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. 516 с.

74. Диков В.И., Насыбуллин А.В., Разживин Д.А. и др. Состояние разработки и перспективы внедрения 3D геолого-технологических моделей площадей Ромашкинского месторождения// Георесурсы. 2001. - № 4. - С. 10-11.

75. Хусаинов В.М., Диков В.И., Насыбуллин А.В. и др. Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геолого-гидродинамической модели на примере блока 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения//Георесурсы. 2001. - № 4. - С. 24-27.

76. Насыбуллин А.В., Петухов А.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. Технология построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана// Нефтяное Хозяйство. 2003. - № 8. - С. 75-79.

77. Девис Дж. С. Статистический анализ в геологии. — М.: Недра, 1990. — 319с.

78. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1976. - 278 с.

79. Пугачев B.C. Теория вероятности и математическая статистика. М.: Наука, 1979.-495 с.

80. Aziz К. Notes for petroleum reservoir simulation/ Stanford University, Stanford, California - 1994 - 471 pp.

81. Mattax C.C. Dalton R.L. Reservoir simulation SPE Monograph vol.13 -Richardson, Texas 1990 - 174 pp.

82. Hearn C.L. Simulation of stratified waterflooding by pseudo relative permeability curves// JPT. 1971. - № 7. - C. 27-35.

83. Гавура A.B. О влиянии неоднородности карбонатных коллекторов на показатели разработки// Труды Гипровостокнефти. вып. 33. - 1979. -с. 83-88.

84. Novinpour F., Sobbi F.A., Badakhshan A. Modelling the performance of an Iranian naturally fractured reservoir// JCPT. 1997. - № 3. - C. 21-25.

85. Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин A.B. и др. Моделирование разработки трещинно-порового коллектора с применением программных средств Landmark// Нефть Татарстана. 2000. - № 1. - С. 54-56.

86. Пат. РФ № 2095551. Способ разработки нефтяного месторождения массивного типа/ Абдулмазитов Р.Г. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. и др.// Заявл. 19.07.95. Бюл. изобретений № 31. 1997. - 5 с.

87. Копытов А.В. Определение извлекаемых запасов нефти и газа в карбонатных коллекторах при разработке их на истощение// Нефтяное Хозяйство. 1970. - № 11. - С. 32-34.

88. Токарев М.А. Изучение геологического строения и подсчет запасов нефти и газа// Учебное пособие. Уфа, 1980 - 96 с.

89. Пат. РФ № 2209952. Класс Е 21 В 43/20 Способ разработки нефтяной залежи/ Г.Ф. Кандаурова, Р.Г. Абдулмазитов, Р.С. Хисамов, Р.С. Нурмухаметов, А.В. Насыбуллин; Заявл. 03.10.2002, опубл. 10.08.2003. Бюл. изобретений. № 22. - 4 с.