Анализ и регулирование разработки нефтяных месторождений в различных геолого-физических условиях с целью повышения нефтеотдачи пластов

Актуальность темы

Принятие принципиальных решений на стадиях проектирования системы разработки и начального обустройства вводимого в эксплуатацию месторождения осложняется, как правило, недостаточной изученностью строения залежей нефти, характера изменения свойств вмещающих пород и насыщающих их флюидов по площадям, распределения энергетического ресурса. Классификация объектов разработки в многомерном пространстве главных компонент с выделением однородных групп и нахождением «объектов-аналогов» позволит использовать накопленный опыт разработки большого количества месторождений Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций для вступающих в эксплуатацию месторождений. Результаты анализа позволят избежать ошибок проектирования, приводящих к необратимым ухудшениям структуры запасов нефти, а также могут быть использованы при регулировании разработки объектов, находящихся на более поздних стадиях.

Интенсификация выработки остаточных запасов нефти на завершающих стадиях разработки требует грамотного применения методов контроля и регулирования разработки, ввиду нецелесообразности и экономической нерентабельности бурения новых скважин на этом этапе.

Проведенный анализ динамики нефтенасыщенности по данным геофизических исследований в группе скважин со стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском нефтяном месторождении позволил детально изучить процессы выработки пластов и перейти к оценке потенциальной нефтеотдачи объекта.

На основании обобщения опыта бурения боковых стволов скважин на пласт Dil Туймазинского месторождения созданы математические модели для прогноза эффективности, а также методические приемы для выбора положения боковых стволов, использование которых для заглинизированных юрских отложений Западной Сибири, совместно с предложенной в работе технологией повышения продуктивности скважин, позволит значительно активизировать выработку запасов.

Все вышесказанное определяет актуальность решаемой проблемы.

Цель работы

Создание методики подбора оптимальных параметров систем разработки объектов, в зависимости от их геолого-физической и промысловой характеристики, с целью увеличения нефтеотдачи и достижения ее максимальных величин.

Объект исследования — 163 объекта разработки, приуроченных к нефтеносным горизонтам Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.

Предмет исследования — совокупность фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, характеристик строения и технико-технологических параметров объектов разработки.

Основные задачи исследований

1. Повышение эффективности методов контроля и регулирования разработки нефтяных объектов на основе факторного анализа.

2. Оценка влияния системы разработки нефтяного месторождения на эффективность выработки запасов.

3. Создание моделей для прогнозирования эффективности проведения мероприятий по регулированию разработки.

4. Создание адекватных моделей для прогнозирования показателей разработки месторождений, находящихся на любой стадии.

Методы исследований

Для решения поставленных задач использован широкий спектр статистических методов систематизации и анализа геолого-промысловых параметров выборки объектов разработки: регрессионный анализ, классификация объектов методом главных компонент с построением адаптационных геолого-промысловых моделей, промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи, применение для этих объектов теоретических законов или теоретических зависимостей параметров разработки, построенных по методике НИИ «ГИПРОВостокнефть», позволяющей оценить насколько текущая нефтеотдача ниже потенциально возможной. Проводилась интерпретация и анализ геофизических исследований скважин, оборудованных стеклопластиковыми обсадными колоннами. Для решения вопросов регулирования разработки в программе «В1ЧГУ1еш» строились различные виды геолого-промысловых карт. Необходимые статистические расчеты проводились при помощи программного комплекса 81аизиса 6.0.

Научная новизна

1.Проведена классификация выборки из 163 объектов ЗападноСибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций с выделением трех однородных по комплексу геолого-физических параметров групп.

2. С помощью адаптационной геолого-промысловой модели, созданной на основе геолого-физической и промысловой информации 59 объектов Западной Сибири, проведен прогноз динамики коэффициента нефтеотдачи восьми эксплуатационных объектов Северного месторождения, находящихся на ранней стадии разработки.

3. По данным геофизических исследований в скважинах, оборудованных стеклопластиковыми обсадными колоннами, оценена текущая нефтенасыщенность продуктивных пластов, а также коэффициент нефтеотдачи терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения.

Защищаемые положения

1. Анализ эффективности существующей системы разработки объектов Западной Сибири и Волго-Уральской НГП на основе классификации объектов разработки в многомерном пространстве главных компонент с выделением групп, однородных по комплексу геолого-физических параметров, характеризующих входящие в них объекты.

2. Экспресс-оценка отклонения текущей нефтеотдачи объекта от потенциально возможной с помощью теоретических зависимостей, предложенных НИИ «Гипровостокнефть», и адаптационных геолого-промысловых моделей АГПМ.

3. Контроль нефтенасыщенности пластов и регулирование разработки на основании результатов исследований индукционного каротажа в оборудованных стеклопластиковыми колоннами скважинах.

4. Выбор скважин-кандидатов для бурения боковых стволов в зависимости от промысловой обстановки и технико-технологических показателей эксплуатации объекта.

Практическая ценность и реализация в промышленности

Результаты проведенных исследований приняты к использованию на объектах ОАО «Татнефть», применяются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при проведении практических и лабораторных занятий по курсу «Контроль и регулирование процессов извлечения нефти» для студентов специальности 130 503 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также магистров специальности 130 500 — «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались на II Всероссийской конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет, 2008 г.) — международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г. В. Плеханова, 2009 г.) — научно-практической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология» (г. Уфа, Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет, 2010 г.) — межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, Ухтинский Государственный

Нефтяной Технический Университет, 2010 г.) — 59−62-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2008;2011 гг.).

Публикация результатов работы

По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе 4 статьи в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем ВАК Минобразования и науки РФ.

5.4. Выводы к пятой главе

1. Сравнение динамики показателей разработки родственных по комплексу 26 геолого-физических параметров объектов, приуроченных к ТТНК Орьебашского, Таймурзинского и Кузбаевского месторождений, позволило показать влияние плотности сетки скважин и темпов разбуривания залежей на конечный коэффициент нефтеотдачи. При прочих равных условиях, более плотное и быстрое разбуривания продуктивных объектов Таймурзинского месторождения позволит достигнуть разницы в 15% конечной нефтеотдачи по сравнению с Орьебашским месторождением. Эти данные подтверждаются прогнозом по АГПМ, согласно которому уплотнение сетки скважин на начальном этапе разработки привело бы к увеличению конечной нефтеотдачи Орьебашского месторождения на 13%.

2. Для изучения степени влияния технических параметров боковых стволов скважин, геологического строения вскрываемых объектов, а также промысловых показателей эффективности работы окружающих скважин на обводненность продукции и производительность бокового ствола созданы регрессионные уравнения, дающие надежный результат прогноза эффективности бурения боковых стволов в схожих геолого-физических условиях.

3. Предложена процедура выбора положения забоев боковых стволов скважин на основании совместного анализа карт «желательности» бурения БС и карт изобар. При этом карты «желательности» содержат в себе комплексную информацию о неоднородности и обводненности рассматриваемых участков объектов. Таким образом, использование данной методики позволяет одновременно учитывать факторы геологического строения, технологического и энергетического состояния разработки объектов.

5. После обработки скважин, вскрывших заглинизированные коллектора Арланского и Северо-Никольского месторождений, их продуктивность увеличилась на 0,2 — 0,6 м /(сут-МПа), что позволило получить значительный прирост добычи нефти в течение сохранения эффекта от обработок. При системной обработке скважин реагентная разглинизация может служить весьма эффективным методом регулирования разработки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Ввиду существенной вариации геолого-физических условий нефтеносных объектов, приуроченных как к различным нефтегазоносным провинциям, так и внутри нефтегазоносной провинции, выбор объектов для сравнения показателей разработки следует производить с помощью классификации по широкому комплексу параметров, характеризующих фильтрационные характеристики пород, физико-химические свойства флюидов, специальные коэффициенты неоднородности и строение залежей.

2. Произведенная при помощи метода главных компонент классификация 163 объектов разработки позволила выделить три обособленные группы, характеризующиеся достаточно однородными величинами геолого-физических параметров внутри каждой из групп:

I — объекты Волго-Уральской НГП со средневязкими нефтями и средней неоднородностью коллекторов;

II — объекты Волго-Уральской НГП, характеризующиеся высокой неоднородностью коллекторов и высоковязкими (до 42,3 мПа-с) нефтями;

III — включает все объекты Западно-Сибирской НГП, а также часть объектов Волго-Уральской НГП, характеризующихся малой вязкостью нефтей.

3. Дальнейший анализ «родственности» объектов был произведен путем вычисления эвклидового расстояния в многомерном пространстве главных компонент между объектами внутри каждой из групп. За условные центры группирования, при этом, были приняты наиболее характерные объекты каждой из групп — в первой группе № 85, пласт БП Туймазинского месторождения, приуроченный к Муллинскому горизонту и № 88, пласт Б1 Туймазинского месторождения, приуроченный к Пашийскому горизонту, во второй группе -№ 114, ТТНК Орьебашского месторождения, № 161, ТТНК,

Николо-Березовская площадь Арланского месторождения и № 106, ТТНК

2 1

Кузбаевского месторождения. В третьей -№ 11, пласт БСю «Северного месторождения и № 24, пласт

Ю, Южного месторождения.

4. Для третьей группы месторождений была создана АГПМ, включающая как промысловые, так и технологические показатели разработки залежи и позволяющие оперативно оценивать текущие и конечные показатели разработки при ее регулировании.

5. Путем сравнения динамики фактических показателей разработки Орьебашского месторождения, разбуренного достаточно редкой сеткой скважин, с родственными, найденными путем ранжирования по эвклидовым расстояниям объектами, были выявлены отставания темпов его разработки.

Прогнозированием с помощью АГПМ показана потенциальная нефтеотдача, которую возможно было бы достичь при различных величинах объемных балансовых запасов, приходящихся на скважину и при условии своевременного регулирования разработки.

6. На основе регрессионного анализа имеющегося промыслового материала по эффективности работы 59 боковых стволов скважин, пробуренных на пласт ДП Туймазинского месторождения, получены модели для прогнозирования таких показателей, как годовая добыча по стволу, обводненность продукции после освоения и в первые месяцы работы бокового ствола, накопленная добыча нефти за три года работы ствола и пр. Высокая надежность использования этих моделей для проектирования эффективности бурения боковых стволов скважин на родственных объектах первой группы по классификации МГК подтверждается хорошими статистическими характеристиками уравнений.

7. Анализ временных замеров ГИС по скважинам со стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском нефтяном месторождении показал, что в целом по большинству скважин выработка нефтенасыщенных пластов проходит равномерно, однако в некоторых скважинах имеются невовлеченные в процесс разработки интервалы. Предложены мероприятия по регулированию разработки с целью доизвлечения остаточной нефти. Оценена текущая нефтеотдача в целом по терригенной толще нижнего карбона на месторождении. Полученное значение, равное 42,5%, показывает реальную возможность достижения и даже превышения конечной нефтеотдачи над проектной по рассматриваемому объекту месторождения.

8. Предложенная методика выбора положения забоев боковых стволов скважин на основании построения карт «желательности», содержащих комплексную информацию о неоднородности и обводненности исследуемых объектов была опробована при составлении проектов доразработки нескольких месторождений месторождений третей группы.

9. Проведение реагентной разглинизации в низкопродуктивных терригенных коллекторах позволяет повысить начальную или восстановить ухудшенную при вскрытии и в процессе эксплуатации пластов продуктивность коллектора. В работе оценена эффективность обработки скважин, вскрывших заглинизированные коллектора Арланского и СевероНикольского месторождений, их продуктивность увеличилась на 0,2 -0,6 м3/(сут-МПа), что позволило получить значительный прирост добычи нефти в течении сохранения эффекта от обработок. Разглинизация может служить весьма эффективным методом регулирования разработки.