авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

-- [ Страница 3 ] --

Таким образом, последовательный подход к созданию системы и выбора способа эксплуатации мелких месторождений (на примере Мухарметовского месторождения) может заключаться в следующем:

— с целью изучения форм и размеров выявленных структур, уточнения всех элементов возможных ловушек плотность сети сейсмопрофилей должна составлять не менее 3,0 км пог. длины на 1 км2, в настоящее время плотность сети в пределах лицензионных границ Мухарметовского месторождения составляет 1,766 км пог. длины на 1 км2;

" width="900" >

Рисунок 3 — Строение залежей в районе скв. 40005 кизеловского горизонта

  Строение залежей Северо-Булатовского поднятия пашийского горизонта —-8

Рисунок 4 — Строение залежей Северо-Булатовского поднятия пашийского горизонта

— рекомендуется использование относительно недорогих методов локального прогноза наличия коллектора и его насыщенности (низкочастотное сейсмическое зондирование, геохимические исследования, нестабильность гравитационного поля, поглощения и дисперсии скорости и т. д.);

— с целью обоснованного получения данных об эксплуатации продуктивных отложений выполнение моделирования процесса нефтеизвлечения в сложившейся геологической обстановке строения залежей нефти, для Мухарметовского месторождения на основе новой геологической модели создана фильтрационная модель;

— рассмотрение технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи. Для мелких месторождений, работающих на режиме истощения или с единичными нагнетательными скважинами, критериями подбора технологий является: внедрение технологии через эксплуатационную скважину, продолжительный технологический эффект и низкая цена технологии. На основании этих критериев обоснованы, подобраны и рассчитаны показатели следующих технологий:

а) для залежей нефти в терригенных коллекторах комплексное воздействие — дилатационно-волновое воздействие (ДВВ) с одновременным применением, с целью обработки призабойной зоны пласта, технологии ограничения водопритока «Уфа-гель» через нагнетательную скважину. Достигается следующий результат: волновые процессы разрушают связанную воду и стимулируют фильтрационные процессы, а образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды к забоям скважин через высокопроницаемые зоны, что увеличивает коэффициент охвата фильтрацией и снижает рост обводненности добываемой продукции;

б) для залежей нефти в карбонатных коллекторах целесообразно использование композиции СКРИД (соляная кислота + реагент ЗСК)
в целях интенсификации добычи;

— возобновление эксплуатационного бурения после уточнения контуров нефтеносности залежей.

С учетом указанной последовательности был выполнен геолого-технологический анализ разработки залежи, проведены многовариантные расчеты на фильтрационной модели, в результате чего предложен вариант, при котором достигаемый коэффициент извлечения нефти (КИН) по Мухарметовскому месторождению составил 36,9%.

Обоснование системного подхода к анализу разработки группы месторождений с высокой выработкой запасов нефти (на примере месторождений Бирской седловины)

Современное состояние разработки месторождений требует проведения детального анализа динамики основных технологических показателей объектов эксплуатации в условиях значительной вариации геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров систем воздей­ствия. Проведение такого анализа предполагает: уточнение геолого-физической характеристики месторождения, идентификацию объектов разрабо­тки по наиболее значимым и информативным факторам, анализ структуры остаточных запасов, комплексный анализ состояния разработки, который включает диффе­ренцированный по группам статистический анализ процесса нефтеизвлечения, определение геолого-технологических условий эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов и оптимизацию процесса нефтеизвлечения.

Данный методический подход опробован на примере группы нефтяных месторождений Бирской седловины, характеризующихся существенными различиями геолого-технологических условий, степени выработки запасов нефти и эффективности применения методов воздействия на пласт. По 14-ти месторождениям указанного региона, которые включают 50 продуктивных объектов, получен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации.

В результате проведенной систематизации и обобщения накопленного геолого-геофизического материала уточнены наиболее характерные особенности геологического строения основных продуктивных пластов месторождений северо-запада Башкортостана. К числу этих особенностей, оказывающих существенное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения, относятся:

—значительная расчлененность, высокая неоднородность, повышенная вязкость нефтей терригенной толщи нижнего карбона по сравнению с аналогичными показателями залежей терригенной толщи девона;

—высокая степень литологической изменчивости терригенных коллекторов;

—пониженные значения коэффициентов пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности и повышенные значения вязкости пластовой нефти в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Следующим шагом в выполнении системного геолого-технологического анализа является классификация продуктивных объектов. Классификация объектов выполнена согласно методологии, предложенной во второй главе диссертации. Выделение однородных групп проводилось двумя методами теории распознавания образа — методом главных компонент (МГК) и кластерным анализом. Для объектов, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, идентификацию проводили отдельно. В группировании участвовало 50 объектов (31 объект в терригенных коллекторах, 19 — в карбонатных) по 17 параметрам. Результаты анализа позволили выделить по три группы объектов как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Каждая группа имеет свои характерные особенности. Применение процедуры группирования объектов разработки позволило в значительной степени формализовать процесс классификации залежей, выделить однородные группы, внутри которых провести анализ структуры запасов, и в дальнейшем выполнить дифференцированный анализ по геолого-технологическим данным разработки объектов в выделенных группах. Кроме того, в рамках групп объектов с уверенностью возможно адаптировать прогрессивные технологии, направленные на повышение эффективности выработки остаточной и трудноизвлекаемой нефти. Данный дифференцированный подход позволит избирательно подходить к эффективной выработке ТрИЗ отдельной разрабатываемой залежи.

Выполненный анализ структуры запасов нефти в пределах Бирской седловины позволил отметить, что наибольшее увеличение ТрИЗ наблюдается в терригенных коллекторах, доля ТрИЗ в текущих извлекаемых запасах составляет 33 %, а в начальных извлекаемых — 10 %. Анализ структуры запасов в выделенных группах позволил дифференцированно определить долю ТрИЗ каждого объекта от запасов терригенных и карбонатных коллекторов. Выработанность запасов нефти по объектам разработки терригенных коллекторов различна. Объекты различаются и по продолжительности их эксплуатации. Наиболее длительное время разрабатывается бобриковский горизонт Манчаровского месторождения (с 1952 г.), характеризующийся наибольшей выработкой запасов нефти. Коэффициент использования запасов (КИЗ) составляет 0,95 при текущем коэффициенте извлечения нефти (КИНтек) — 0,46 и обводненности — 94 %. В целом объекты терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) выработаны в большей степени, чем объекты терригенного девона.

Среди объектов эксплуатации, приуроченных к карбонатным коллекторам, максимальной выработкой отличается залежь турнейского яруса Шелкановского месторождения: КИЗ — 0,98; текущий КИН — 0,43 при проектном — 0,44; обводненность — 98 %.

Выполненный геолого-технологический анализ позволил отметить, что залежи нефти терригенных отложений нижнего карбона характеризуются значительной выработанностью до 74–95 % от начальных извлекаемых запасов нефти. По эксплуатационным объектам терригенного девона отбор нефти от НИЗ составил 30–55 %. Максимальные уровни добычи были достигнуты при значении КИЗ 20–40 %. В целом по объектам девона отмечается скачкообразный рост обводненности. По всем объектам первый пик обводненности отмечался при значении КИЗ 7–12 %. Большие запасы нефти заключены также в водонефтяных зонах, что способствует при освоении раннему и быстрому росту обводненности продукции.

В группе объектов в терригенных отложениях нижнего карбона, разрабатываемых без заводнения, в основном сосредоточены небольшие залежи нефти. По рассматриваемой группе объектов отбор нефти не превышает 21 % от НИЗ. Разработка терригенного девона на естественном режиме значительно отличается от разработки терригенного карбона. В отличие от последнего, где преобладают залежи пластово-сводовые, залежи нефти терригенного девона в основном структурно-литологические и линзовидные. По большинству объектов нет явно выраженной тенденции к уменьшению отборов нефти, как это отмечалось по объектам ТТНК. Пикообразная динамика добычи нефти связана в основном с качественным составом фонда добывающих скважин: одна-две высокопродуктивные скважины, выбывая из эксплуатации, обусловливают резкое снижение текущей добычи нефти.

Залежи нефти в карбонатных коллекторах содержат 19 % начальных геологических запасов рассматриваемой группы месторождении, на их долю приходится около 10 % добычи нефти. Объекты, разрабатываемые с заводнением, приурочены в основном к турнейским отложениям.

Максимальные уровни добычи по объектам турнейского яруса Карача-Елгинского, Таймурзинского, Менеузовского и Шелкановского месторождений были достигнуты при 50–70 % отборов от НИЗ. Эти же объекты характеризуются высокой выработкой запасов нефти.

С целью изучения влияния геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров в процессе разработки месторождений на эффективность нефтеизвлечения использован метод множественного регрессионного анализа.

Наиболее значимыми показателями эффективности процесса разработки являются: коэффициент использования запасов, текущий КИН и обводненность. Эта взаимообусловленность показателей для различных эксплуатационных объектов выражена в виде уравнений множественной регрессии:

1) Объекты в терригенных коллекторах, разрабатываемые с заводнением:

КИНтек = –1,33 + 0,82HЭФkPkН + 0,45Kпр – 0,21Н – 0,12Qб/Nдс –

– 0,11Nдс/Nнс + 0,08qЗ/qЖ;

КИЗ = 0,62 + 0,47HЭФ kP kН + 0,83Qб/Nдс – 0,21Nдс/Nнс + 0,17T +

+ 0,27qЗ/qЖ – 0,22tот;

fВ = -0,07+1,09Н + 0,77Nд с/Nнс + 0,60T + 0,28tот-0,22Qб/Nдс;

ВНФ = –1,55 + 3,19Кпр + 2,01Sp + 0,99Kпесч– 0,86Qб/Nдс – 0,63Nдс/Nнс –

– 0,52Т +0,11tот.

2) Объекты в терригенных коллекторах, разрабатываемые без заводнения:

КИНтек = 0,02 + 0,92T + 0,32tот – 0,21Н;

КИЗ = 0,825 + 1,25HэфkPkн – 0,76Kпесч – 0,04Qб/Nдс;

fB = 0,61 – 1,46HэфkPkн + 0,736tот – 0,28SP + 0,15Qб/Nдс + 0,93T;

ВНФ = 0,06 – 0,45HэфkPkн + 0,63Kпесч – 0,01Sp + 0,06Qб/Nдс + 0,17T – –0,12tот.

3) Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения:

КИНтек = –0,036 – 0,001HэфkPkн – 0,831tот + 0,35Kпр + 0,002Н + 0,088Kпесч –

– 0,004SP + 0,007Qб/Nдс + 0,212 T;

КИЗ = –0,17 – 0,01HэфkPkн 0,75tот + 0,63Kпр + 0,06Н + 0,52Kпесч –

– 0,001SP + 0,213 T;

fB = –0,60 –1,38 tот +0,47HэфkPkн + 0,33Н + 0,01SP;

ВНФ = –0,588 + 0,019SP + 0,72Т,

где HэфkPkн — произведение эффективной нефтенасыщенной мощности, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, м3/м2; Н — вязкость нефти, мПас; Kпр — коэффициент проницаемости, мкм2; Kпесч — коэффициент песчанистости; SР — плотность сетки скважин, га/скв.; Qб/Nдс — удельные запасы, приходящиеся на одну скважину, тыс.т/скв.; Nдс/Nнс — отношение количества нагнетательных скважин к добывающим; Т — безразмерное время разработки объекта (отношение накопленной добычи жидкости к геологи­ческим запасам), м3/м3; tот — максимальный темп отбора от НИЗ; qз/qж — отношение среднесуточной приемистости нагнетательных скважин к среднесуточному дебиту по жидкости добывающих скважин.

Анализ всех зависимостей позволяет сделать вывод, что наибольшее влияние среди геологических признаков оказывают: удельный объем нефти, коэффициенты проницаемости и песчанистости; среди технологических — количество прокачанных поровых объемов и максимальный темп отбора запасов нефти.

В последнее десятилетие на рассматриваемых объектах активно используются физико-химические, физические и микробиологические методы. По физико-химическим МУН основная доля дополнительной нефти получена от силикатно-щелочного воздействия — 35898 т. От низкочастотного вибросейсмического воздействия был получен достаточно высокий прирост в добыче нефти — 21471 т. По микробиологическим методам отмечается постепенный годовой рост количества обработок и применяемых технологий. Удельная технологическая эффективность, определенная как отношение дополнительно добытой нефти к объему закачанного реагента, самая высокая среди всех применявшихся МУН у микробиологических.

При разработке основных продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона, переживающих позднюю и заключительную стадии, наибольший эффект в виде стабилизации добычи нефти, снижения обводненности, увеличения текущего и конечного КИН получен от применения осадкогелеобразующих технологий с использованием химических и микробиологических реагентов. В этой связи в последней главе диссертации рассмотрена методология выполнения детального геолого-технологического анализа эффективности применения метода увеличения нефтеотдачи.

Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов высоковязких нефтей (на примере Степноозерского месторождения РТ)

В последнее десятилетие активно вводятся в разработку месторождения нефти, ранее находившиеся в консервации. Залежи нефти таких месторождений характеризуются либо незначительными запасами нефти, либо сложным геологическим строением, либо неблагоприятными физико-химическими свойствами флюидов. Начало разработки подобных залежей обосновано развитием и внедрением новых методов и технологий, позволяющих достаточно эффективно извлекать углеводороды. Расположенное в Республике Татарстан Степноозерское месторождение по геологическому строению относится к категории сложных. Наличие значительных зоны замещения коллекторов и эрозионных врезов, а также литологическая изменчивость обусловили высокую макро- и микронеоднородность продуктивных пластов. Кроме того, месторождение характеризуется тяжелой и высоковязкой нефтью, изменяющейся по продуктивным пластам от 130,6 до 363,4 мПа·с.

Ввод в разработку подобных месторождений невозможен без четкого представления геологического строения. Геологическое моделирование Степноозерского месторождения базировалось на переинтерпретации «старых» и вновь пробуренных скважин, определении геолого-физических параметров продуктивных пластов усовершенствованными методиками на современных программных комплексах, совмещении построенных структурных планов с результатами сейсморазведочных 3D работ. Созданная детальная геологическая модель позволила уточнить подсчетные параметры залежей (рисунок 5) и контуры нефтеносности.

В результате пересчета запасов и сопоставления их с утвержденными были выделены изменения. По двум пластам каширского горизонта изменения в запасах составили 16 и минус 19 %, в целом по горизонту уменьшились на 3%. Изменения запасов нефти по пяти пластам верейского горизонта составили от 52 (Верей-1) до 4 % (Верей-3), в целом — 10 %. На 55 % изменились запасы нефти башкирского яруса. По четырем пластам бобриковского горизонта отличие вновь подсчитанных запасов и числящихся на балансе составляет от 17 (пласт Bb01) до 59 % (пласт Bb03+04), в целом 13 %. По залежам нефти турнейского яруса запасы уменьшились на 26,5 %.

На основании уточнения параметров сформирована геологическая модель месторождения, позволившая более точно представить его геологическое строение и структуру запасов нефти. По пересчету геологические запасы нефти на 12,51% больше, чем утверждено в Центральной комиссии по запасам (ЦКЗ) в 1999 г., и на 13,3 % больше запасов, состоящих на Государственном балансе, по промышленной категории С1. По категории С2 запасы увеличились на 8 %.

Рисунок 5 — Распределение пористости в верей-башкирских продуктивных отложениях. Маёвское поднятие

Созданная детальная геологическая модель месторождения путем выполнения процедуры ремасштабирования перестроена в гидродинамиче­скую. Необходимым условием для этого является максимально возможное сохранение характеристик залежей. Гидродинамическое моделирование позво­ляет неоднократно проимитировать различные сценарии разработки месторо­ждения, получив при этом физически обоснованные данные о его эксплуата­ционной характеристике и представление о недоступных прямому изучению геолого-физических процессах, а также показатели, характеризующие влияние учтенных при идентификации факторов. Важным моментом при прогнозировании разработки подобных месторождений является выбор оптимальных технологий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов.

На основании расчета, выполненного с помощью гидродинамической модели, был предложен наиболее оптимальный вариант расположения сква­жин, который заключается в широкомасштабном разбуривании выделен­ных объектов горизонтальными скважинами. При этом предусматривается проводка горизонтального ствола скважин длиной 200 м по основным горизонтам выделенных объектов — бобриковскому и башкирскому, где нефтенасыщенная толщина не менее 8 м, а вертикальную часть ствола скважин в последующем предполагается использовать для эксплуатации вышележащих пластов.

Расчеты предложенного варианта, предусматривающего бурение 242 добывающих (в т. ч. 104 горизонтальных) и 110 нагнетательных проектных скважин, показали, что критическое значение обводенности (98 %) будет достигнуто при 19,8 % отбора нефти от начальных геологических запасов.

Наиболее полное извлечение запасов нефти на подобных месторождениях невозможно без рассмотрения оригинальных решений. Совместно с К. М. Федоровым обоснованы, промоделированы и рассчитаны несколько технологий воздействия на запасы нефти Степноозерского месторождения:

— циклическое;

— тепловое: импульсно-дозированное тепловое;

циклическое внутрипластовое полимерно-термическое.

Расчет параметров циклического воздействия производится с использованием двумерной по вертикальному сечению численной модели двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородном пласте.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.