close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Обоснование выделения различных категорий остаточных запасов нефти и технологий их выработки (на примере группы пластов БС сортымской свиты)

код для вставкиСкачать
1
На правах рукописи
ЧУДИНОВА ДАРЬЯ ЮРЬЕВНА
ОБОСНОВАНИЕ ВЫДЕЛЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ КАТЕГОРИЙ
ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ТЕХНОЛОГИЙ ИХ ВЫРАБОТКИ
(НА ПРИМЕРЕ ГРУППЫ ПЛАСТОВ БС СОРТЫМСКОЙ СВИТЫ)
Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых
месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата геолого-минералогических наук
Уфа – 2018
2
Работа выполнена на кафедре «Геология и разведка нефтяных и газовых
месторождений» ФБГОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический
университет».
Научный руководитель:
Котенёв Юрий Алексеевич,
доктор технических наук, профессор, заведующий
кафедрой «Геология и разведка нефтяных и газовых
месторождений»
Официальные оппоненты: Губина Августа Ивановна,
доктор геолого-минералогических наук,
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего образования
«Пермский государственный национальный
исследовательский университет», профессор
кафедры «Геофизика»
Шайбаков Равиль Артурович,
кандидат геолого-минералогических наук,
Департамент управления газовыми активами и
проектами ПАО «НК «Роснефть», заместитель
начальника Управления разработки газовых и
газоконденсатных месторождений
Ведущая организация:
Государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования «Альметьевский
государственный нефтяной институт»
(ГБОУ ВО АГНИ)
Защита состоится «24» октября 2018 года в 14.00 часов в конференц-зале на
заседании объединенного диссертационного совета Д 999.129.02 на базе АО НПФ
«Геофизика», ФБГОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический
университет» по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8 Марта, д. 12.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке АО НПФ «Геофизика»,
ФБГОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и
на сайте http://www.npf-geofizika.ru.
Автореферат разослан «_____»____________2018 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
Беляева Альбина Сагитовна
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследования
Месторождения Западной Сибири, в своем большинстве, находятся на
поздней стадии разработки. Большая часть их разрабатывается с использованием
заводнения. Для этих месторождений характерны снижающиеся дебиты нефти и
жидкости, хаотичный и неконтролируемый рост обводненности. В процессе
разработки основная часть запасов нефти извлекается без использования методов
интенсификации добычи. Запасы нефти и зоны, оставшиеся в выработанных
пластах, являются ценным ресурсом для доизвлечения. Для вовлечения остаточных
запасов в активную разработку необходим обоснованный выбор наиболее
эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ), учитывающих различные
геологические характеристики продуктивных пластов и промысловые данные
скважин.
Как показывает практика, остаточные запасы нефти на поздней стадии
разработки относятся к категории трудноизвлекамых и сосредоточены главным
образом в неохваченных заводнением участках по площади и разрезу, и относятся
к различным категориям, отличающимся по комплексу геолого-технологических
признаков. В связи с этим проводимый анализ структуры остаточных запасов и
закономерностей их распределения при обосновании ГТМ требует разработки
комплексного методического подхода, включающего детальное изучение геологофизических характеристики, параметров неоднородности продуктивных пластов,
оценку палеофациальных условий формирования пород-коллекторов, построение
уточненной
геолого-гидродинамической
модели
и
оперативного
геолого-
промыслового анализа выработки запасов.
Степень разработанности темы
Накоплен большой опыт в изучении вопросов распределения остаточных
запасов нефти в ходе эксплуатации месторождений, факторов влияющих на их
формирование и в направлении повышения нефтеотдачи и интенсификации
добычи нефти различными учеными (М.Л. Сургучев, М.М. Саттаров, Е.И. Семин,
4
М.А. Жданов, Л.Ф. Дементьев, Н.Н. Михайлов, Ю.А. Котенев, В.Е. Андреев,
Н.И. Хисамутдинов, Р.Х. Гильманова, М.А. Токарев, Н.Ш. Хайрединов, В.Г.
Уметбаев, В.Ш. Мухаметшин и др.).
Несмотря на то, что решение вопросов в данной области значительно
проработано, для каждого индивидуального объекта (месторождения, пласта)
необходим учет своих уникальных параметров, влияющих на формирование и
распределение зон остаточных запасов нефти и выбор эффективных технологий и
методов увеличения нефтеотдачи.
Цель и задачи работы
Научное обоснование выделения, дифференциации остаточных запасов
нефти и критериев применения методов и видов воздействия на пласт и его
призабойную зону для увеличения степени выработки этих запасов.
Основные задачи исследования:
1 Анализ существующих представлений о классификации остаточных
запасов нефти и характера их распределения в продуктивных пластах на поздней
стадии разработки и технологий для их выработки;
2 Комплексное исследование неоднородности и литолого-фациальных
условий формирования пласта БС10-2/3 Тевлинско-Русскинского месторождения,
анализ
характера
классификацией
распределения
фонда
скважин
остаточных
по
запасов
геолого-пром
с
ысловым
последующей
параметрам
(характерным признакам) с использованием методов математической статистики
3 Обоснование условий и критериев успешного проведения различных
видов ГТМ для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
Научная новизна
1
Уточнена модель формирования пласта БС10-2/3, особенности которой
заключаются в распределении фаций в строго определенном направлении,
широком диапазоне изменения неоднородности и коллекторских свойств,
установленном по результатам анализа кривых αпс скважин, литолого-фациального
анализа и использования искуственных нейронных сетей.
5
2
Доказано влияние разнофациального клиноформного строения пласта
на величину коэффициента продуктивности скважин и в целом на эффективность
выработки запасов в зависимости от классов неоднородности и выделенных
геотипов пласта.
3
Впервые предложены научно обоснованные геолого-промысловые
критерии для обоснования ГТМ с целью воздействия на различные категории
остаточных запасов, основанные на комплексном анализе изучения особенностей
осадконакопления и выработки запасов нефти.
Теоретическая и практическая значимость результатов работы
Теоретическая значимость заключается в методическом подходе к анализу
распределения остаточных запасов нефти. Практическая значимость заключается в
выборе скважин на Тевлинско-Русскинском месторождении в которых в 2015 –
2017 годах успешно реализована программа геолого-технических мероприятий с
применением обоснованных автором технологий. Результаты диссертационной
работы использованы при выполнении курсовых и дипломных проектов, а также
при чтении лекций студентам ФГБОУ ВО УГНТУ по дисциплине «Основы
геологического моделирования», «Нефтепромысловая геология», а также курсовом
и
дипломном
проектировании
студентами
горно-нефтяного
факультета,
обучающих по специальности 21.05.02 «Прикладная геология», специализация
«Геология нефти и газа».
Методология и методы исследований
Решение
поставленных
задач
выполнено
путем
анализа
геолого-
промысловых данных, их систематизации и обобщения. Построение геологогидродинамической модели выполнено в специализированных программных
комплексах IRAP RMS (ROXAR), Tempest (ROXAR). Обработка массивов геологопромысловых данных и изучение параметров неоднородности выполнены
методами математического моделирования (метод шкалирования) и методами
математической статистики (регрессионный, корреляционный анализы). Основой
для изучения влияния геологических факторов на формирование зон остаточных
запасов нефти являлись методы фациального анализа по электрометрическим
6
моделям с привязкой по керну. Группирование скважин выполнено с
использованием искусственных нейронных сетей в программных комплексах
математической статистики.
Положения, выносимые на защиту
1
Литолого-фациальная модель пласта БС10-2/3 в пределах участка
исследования, на основе уточнения строения фациальных зон пляжа (сеть
вдольбереговых баров, вдольбереговых промоин, промоин разрывных течений) и
предфронтальной зоны пляжа (подводные валы, трансгрессивные бары) и
отражающая характер выработки запасов нефти.
2
Вероятностная оценка выработки остаточных запасов нефти по
результатам построения и сравнения между собой карт средней толщины одного
проницаемого пропластка и изменения коэффициента продуктивности во времени
и выявления приуроченности запасов к определенному типу неоднородности
пласта.
3
Критерии успешного применения методов воздействия на пласт БС10-2/3
и его призабойную зону для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти,
основанные
на
эксплуатационных
учете
диапазона
параметров
изменений
пласта
и
величины
скважины,
геологических
и
установленных
с
использованием методов математической статистики.
Степень достоверности и апробации результатов
Достоверность научных выводов и рекомендаций, представленных в
диссертационной работе, основывается на использовании общепринятых методов
и методик, охарактеризованных в исследованиях и научных работах российских и
международных ученых.
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались
на 64-ой, 67-ой, 68-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и
молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2014, 2016, 2017 гг.); девятой и десятой
молодежной научно-практической конференции «Разведочная и промысловая
геофизика: теория и практика» (Уфа, 2014, 2015 гг.); международной молодежной
конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового
7
комплекса» (г. Уфа, 2014 г.); XI Международной научно-практической
конференции
«Современные
тенденции
развития
науки
и
технологий»
(г. Белгород, 2016 г.), 43-й Международной научно-технической конференции
молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященной 60-летию филиала УГНТУ
(г. Октябрьский, 2016 г.), VI конференции молодых ученых и специалистов ООО
«ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г. Тюмень, 2016 г.); 18-ой конференции EAGE по
вопросам
геологоразведки
и
разработки
месторождений
нефти
и
газа
(г. Геленджик, 2016 г.), 19-ой конференции EAGE по вопросам геологоразведки и
разработки месторождений нефти и газа (г. Геленджик, 2017 г.), China International
Student Petroleum Forum SPE (Китай, г. Циндао, 2016 г.); VI, VII международной
научно-практической конференция БашГУ (г. Уфа, 2017, 2018 г.), XIII
международной научно-практической конференции (North Charleston, SC, USA,
2017 г.) научно-технических совещаниях и семинарах различного уровня в ОАО
«ЛУКОЙЛ»
-
ТПП
«Когалымнефтегаз»,
ТПП
«Повхнефтегаз,
ТПП
«Урайнефтегаз».
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 21 научном
труде, в том числе 3 в ведущих рецензируемых научных журналах,
рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и
рекомендаций, библиографического списка использованных источников. Работа
изложена на 134 страницах, в том числе содержит 62 рисунка и 11 таблиц.
8
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении раскрыта актуальность выбранной темы, определены цель,
основные задачи и защищаемые положения диссертационного исследования,
сформулирована научная новизна и приведена практическая ценность полученных
результатов работы.
В первой главе диссертации приведен обзор научных исследований по
вопросам: механизмов формирования и структуры остаточной нефти в
заводненных пластах; влияния геолого-физических и промысловых факторов на
эффективность технологий доизвлечения нефти; методик подбора оптимального
комплекса геолого-технических мероприятий для вовлечения в разработку
остаточных запасов нефти.
Вопросами
классификации
остаточной
нефти
занимались
такие
исследователи как М.Л. Сургучев, Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик, Э.М. Симкин,
Р.Н. Дияшев, Р.X. Муслимов, В.П. Тронов, Ю.В. Антипин и другие. Путем
лабораторных исследований авторами получено представление о структуре
остаточной нефти, формах и состояниях остаточных запасов в различных типах
пород-коллекторов. Согласно существующим представлениям выделены макро- и
микроуровни остаточной нефти. Остаточная нефть макроуровня - это целики
нефти, недренируемые зоны пласта, линзовидные пласты. Остаточная нефть,
содержащаяся в них, сохраняет свои исходные свойства. Остаточная нефть
микроуровня - это адсорбированная на поверхности коллектора пленочная нефть и
капиллярно-защемленная нефть, находящиеся в пористой среде в виде капель,
которые отделены от ее скелета пленкой воды. Отличие остаточной нефти
макроуровня заключается в том, что если целики являются частями залежи, не
затронутыми заводнением или слабо затронутыми, то микроуровня, наоборот,
образуются только в заводненных частях пласта.
Вопросами влияния неоднородности пласта на эффективность выработки
запасов углеводородов занимались такие специалисты и ученые как В. Е. Андреев,
Р.Х. Гильманова, С.А. Жданов, Ю.А. Котенев, Е.В. Лозин, А.Х. Мирзаджанзаде,
В.С. Муромцев, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, Р.Я. Нугаев, М.М. Саттаров,
9
К.Г. Скачек, В.С. Славкин, М.Л. Сургучев, М.А. Токарев, К.М. Федоров,
М.М. Хасанов, Н.И. Хисамутдинов, Н.Ш. Хайрединов, Р.Х. Хазипов, Г.Г. Шемин,
В.Н. Щелкачев, К.Ш. Ямалетдинова и другие. На основе обобщения опыта
разработки нефтяных месторождений авторами выявлено, что технологические
показатели разработки нефтяных залежей в значительной степени зависят от
геолого-физических
характеристик
и
неоднородности
пород-коллекторов.
Решение задачи довытеснения остаточной нефти после заводнения с применением
ГТМ должно быть основано, помимо экономической целесообразности, на
комплексном подходе, учитывающим большой набор как геолого-физических
характеристик пласта, так и промысловых факторов.
Во
второй
главе
приведены
результаты
исследований
условий
осадконакопления и формирования продуктивных отложений пласта БС10-2/3
Тевлинско-Русскинского месторождения, дана характеристика основных геологофизических параметров пласта и освещены результаты комплексного геологопромыслового анализа разработки и выработки запасов нефти.
Продуктивный пласт БС10-2/3 в составе сортымской свиты является
основным
объектом
разработки
Тевлинско-Русскинского
месторождения.
Формирование отложений продуктивного пласта происходило в прибрежной части
палеобассейна, представляющей неоднородную область, где сочетаются как
процессы интенсивного осадконакопления, так и размыва или очень слабой
седиментации. Процессы осадконакопления оказали значительное влияние на
геологическое строение объекта диссертационного исследования, то есть
предопределили его сложность. Пласт БС10-2/3 имеет клиноформенное строение
слагающих его песчаных пропластков, которые выклиниваются в восточном
направлении, с сокращением общей и эффективных толщин в данном направлении.
По пласту отмечаются многочисленные зоны глинизации коллектора, наличие
чисто-нефтяных и водо-нефтяных зон, сложное строение водо-нефтяного контакта.
Пласт характеризуется высокой степенью неоднородности по разрезу и
невыдержанностью по площади.
10
Коэффициент пористости изменяется от 0,153 до 0,263 д. ед. (среднее
значение 0,200 д. ед.), проницаемость варьирует от 0,7 до 1288,9*10-3 мкм2 (среднее
значение 90,7*10-3 мкм2).
Высокая степень неоднородности по фильтрационно-емкостным свойствам
обуславливает широкий диапазон изменения начальных дебитов нефти по
скважинам от 1 т/сут до 250 т/сут.
Проведенные исследования особенностей геологического строения и анализ
разработки пласта БС10-2/3 выявили, что объект исследования находится на
поздней стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и
значительным увеличением доли воды в добываемой продукции скважин.
Организованная система поддержания пластового давления (ППД) на текущем
этапе утратила свою эффективность и в должной мере не обеспечивает охват пласта
заводнением по разрезу в зонах пласта с высокой послойной проницаемостной
неоднородностью. Длительная эксплуатация (более тридцати лет) пласта привела
к
формированию
различных
зон
остаточных
запасов
нефти.
Текущая
обводненность продукции составляет порядка 80 %, отбор от начальных
извлекаемых запасов - 80,5 %, текущая компенсации отборов жидкости закачкой 115 %, большинство скважин работают с дебитами жидкости от 20 до 50 м3/сут при
высокой степени обводненности.
Геолого-технологический
анализ
выработки
запасов
показал,
что
достижение проектного КИН по пласту возможно при поддержании тенденции
вовлечения в активную разработку остаточных запасов залежи. Решение данной
задачи требует детального изучения влияния основных параметров формирования
и особенностей строения пласта на выработку остаточных запасов и разработку
методического подхода к обоснованию эффективных геолого-технических
мероприятий.
В
третьей
главе
приведены
результаты
исследования
влияния
геологической и литолого-фациальной неоднородности продуктивного пласта на
выработку запасов нефти.
11
Изучение литолого-фациальной неоднородности пласта БС10-2/3 ТевлинскоРусскинского месторождения автором было проведено на основе фациального
анализа по электрометрическим моделям. Использовались данные метода
электрокаротажа скважин.
В ходе анализа кривых άпс скважин пласта БС10-2/3 в пределах изучаемой
территории было выделено несколько групп, относящихся к разным фациальным
обстановкам: комплекс пляжа, сеть вдольбереговых баров, предфронтальная зона
пляжа, сеть трангрессивных баров в предфронтальной зоне пляжа, подводные
валы, вдольбереговые промоины, промоины разрывных течений (таблица 1). По
результатам анализа электрометрических моделей кривых ά пс была построена
карта-схема распространения фациальных зон пласта БС10-2/3 в пределах
исследуемой области (рисунок 1).
Согласно построенной карте, распространение фациальных обстановок
закономерно сменяется в восточно-западном направлении от зон супралиторали
(верхнего пляжа) до зон сублиторали (предфронтальная зона) с различными
палеогидродинамическими
режимами
среды
от
второго
уровня
гидродинамической активности (άпс = 0,6-0,8) до четвертого (άпс = 0,2-0,4).
Таблица 1 - Основные электрометрические модели фации пласта БС10-2/3
Тевлинско-Русскинского месторождения
Группа
Фация
Вид
кривой
άпс
Пористость,
%
Коэффициент
проницаемости,
10-3 мкм2
Палеогидроди
-намический
уровень
1
2
3
4
5
6
Супралитораль
Пляж
18-22
250-540
(участками до
800)
Второй (άпс =
0,8-0,9)
Промоины
разрывных
течений
8-14
3-140
Второй,
третий (άпс =
0,6-0,7)
12
Продолжение таблицы 1
1
2
Литораль
3
4
5
6
Вдольбереговые
промоины
4-10
1-15
Четвертый
(άпс = 0,2-0,4)
Верхняя часть
предфронтальной зоны
17-22
100-400
(участками 2,5)
Второй,
третий (άпс =
0,4-0,6)
Трангрессивный вал
16-22
50-300
Первый,
второй (άпс =
1-0,6)
Дюна
22-24
60-100
Второй,
третий (άпс =
0,4-0,6)
Подводный
вал
18-24
60-250
Второй,
третий (άпс =
0,5-0,6)
Вдольбереговые бары,
подводные
валы
17-22
80-150
Второй,
третий (άпс =
0,4-0,6)
Сублитораль
С целью оценки параметров макро- и микронеоднородности пласта было
изучено их распределение с помощью гистограммного анализа, а также
площадного распространения ее параметров. Было выявлено, что большая часть
13
коллектора
обладает
широким
диапазоном
изменения
показателей
неоднородности.
Рисунок 1 – Карта распространения фациальных зон пласта БС10-2/3:
1 – подводные валы; 2 – вдольбереговые валы, барьерные острова, трангрессивные
валы; 3 – промоины разрывных течений; 4 – пляжи; 5 – предфронтальная зона
пляжа; 6 – лагуна; 7 –прилагунный пляж; 8 – вдольбереговые промоины; 9 – дюны.
Для изучения влияния макронеоднородности на выработку запасов и
установления зон слабодренируемых запасов методом шкалирования и приведения
к единой таблице измерения была построена карта классов неоднородности
(рисунок 2). Распределение основных параметров неоднородности пласта по
выделенным классам приведено в таблице 2.
14
Выделенные классы неоднородности характеризуются соотношениями
параметров макронеоднородности - 1 класс: низкие значения расчлененности и
низкие значения коэффициента песчанистости; 2 класс: низкие значения
расчлененности и высокие значения коэффициента песчанистости; 3 класс:
высокие
значения
расчлененности
и
высокие
значения
коэффициента
песчанистости; 4 класс: высокие значения расчлененности и низкие значения
коэффициента песчанистости.
Классификация скважин изучаемого пласта по множеству признаков автором
осуществлено
путем
группирования
фонда
скважин
с
использованием
искусственных нейронных сетей. В общей сложности выделены группы скважин,
наиболее близких по своим геологическим и технологическим параметрам. При
сопоставлении
классификации
скважин
с
классами
неоднородности
и
фациальными зонами было установлено, что 1 класс неоднородности в плане
отвечает зоне распространения лагуны и прилагунного пляжа и характеризуется
низкими ФЕС и низкой начальной нефтенасыщенностью; 2 класс отвечает зоне
распространения скважин фаций пляжа с хорошими показателями выработки и
относительно невысокими остаточными запасами; 3 класс– группа скважин баров
и подводных валов с лучшими коллекторскими свойствами и высокой
продуктивностью; 4 класс отвечает участкам предфронтальной зоны пляжа, а
также зонам вдольбереговых промоин, скважины класса характеризуются
наибольшим количеством остаточных запасов, высокой зональной и слоистой
неоднородностью.
Полученные
зависимости
классов
неоднородности
с
распространением фациальных зон не противоречат основам осадконакопления и
характеристикам литолого-фациальных обстановок.
15
Рисунок 2 – Карта классов неоднородности
Таблица 2 – Распределение основных параметров неоднородности пласта по
выделенным классам неоднородности
Параметр/класс
неоднородности
1 класс
2 класс
3 класс
4 класс
1
2
3
4
5
Коэффициент
песчанистости,
д.ед.
мин. 0,10
макс. 0,20
сред. 0,15
мин.0,20
макс. 0,90
сред. 0,55
мин. 0,40
макс. 0,70
сред. 0,50
мин.0,30
макс. 0,45
сред. 0,35
Расчлененность,
ед.
мин. 1,0
макс. 4,0
сред. 2,5
мин. 4,5
макс. 6,5
сред. 5,5
мин. 7,5
макс. 10,0
сред. 8,8
мин. 9,5
макс. 25,0
сред.17,3
Пористость, д.ед.
мин. 0,010
макс. 0,195
сред. 0,100
мин.0,175
макс.0,225
сред. 0,190
мин.0,20
макс.0,22
сред. 0,21
мин. 0,15
макс. 0,21
сред. 0,18
16
Продолжение таблицы 2
1
Проницаемость,
мкм2
Эффективная
нефтенасыщенная
толщина, м
2
3
4
5
мин. 0,005
макс.0,025
сред.0,0185
мин.0,010
макс. 0,150
сред. 0,080
мин. 0,015
макс. 0,090
сред. 0,058
мин. 0,015
макс. 0,150
сред. 0,083
мин. 1,0
макс. 4,0
сред. 2,5
мин. 8,0
макс. 14,0
сред.11,0
мин. 10,0
макс. 18,0
сред. 14
мин. 12,0
макс. 37,0
сред. 24,5
Четвертая глава диссертации посвящена изучению влияния выделенных
классов по литолого-фациальной и послойной неоднородности на величину
коэффициента продуктивности скважин, распределение запасов нефти и их
выработку, а также обоснованию критериев применения различных методов
воздействия на пласт и на его призабойную зону.
Для учета возможной вероятности выработки остаточных запасов по пласту
были построены карты средней толщины одного проницаемого прослоя и
коэффициента продуктивности по годам. Сопоставление карт показало, что
стабильная выработка запасов приурочена к классам неоднородности 2 и 3 типа.
Данные участки коррелируют с областями высоких значений средних толщин
проницаемых прослоев, что предопределяет большую вероятность вовлечения
остаточных запасов данных категорий в разработку.
Согласно предложенному методическому подходу было выделено 4
геологических типа, отличных по своей природе и содержащие различное
количество остаточных извлекаемых запасов и характеризующихся своим набором
геолого-промысловых
параметров
с
различным
значением
коэффициента продуктивности, геотипы представленны на рисунке 3.
величины
17
Рисунок 3-Геотипы пласта БС10-2/3 Тевлинско –Русскинского месторождения
18
Обоснование критериев применения ГТМ для вовлечения в разработку
остаточных запасов.
По результатам проведенных автором аналитических исследований и
фактических промысловых данных наибольшую удельную технологическую
эффективность и большее количество объема дополнительной добычи нефти по
пласту
БС10-2/3
показали
такие
методы
увеличения
нефтеотдачи
как
гидравлический разрыва пласта (ГРП), физико-химические методы с применением
потокоотклоняющих технологий (ПОТ), нестационарное заводнение (НЗ), а также
обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ).
Для оценки влияния геолого-геофизических и технологических параметров на
эффективность проведения ГРП, ОПЗ и потокоотлоняющих технологий было
проведено исследование с использованием методов математической статистики, а
именно посредством регрессионного анализа. Оценка эффективности проводилась
как по удельному технологическому эффекту скважин от проведения ГТМ, так и по
объему дополнительной добытой нефти. Расчет величин дополнительной добычи
нефти по добывающим скважинам от закачки гелеобразующих составов в
нагнетательные основаны на использовании четырёх методик вытеснения - Г.С.
Камбарова, А.М. Пирвердяна, Б.Ф. Сазонова, М.И. Максимова.
Матрица исходных данных для моделей исследований включала данные по
276 скважинам для ГРП, 117 скважинам для ПОТ, 560 скважинам для НЗ и 120
скважинам для ОПЗ. Выделение участков для эффективного применения
нестационарного
заводнения
было
осуществлено
с
помощью
метода
математического моделирования - четырехслойной геолого-статистической модели
слоистого пласта и последующей оценки комплексного параметра эффективности
циклического воздействия.
По результатам проведенных исследований впервые были научно обоснованы
критерии успешного применения различных методов воздействия на пласт БС10-2/3
и на призабойную зону, и определены геотипы отвечающие данным условиям
(таблица 3).
19
Критерии применения методов увеличения нефтеотдачи и воздействия на ПЗП
были разделены на две группы. В
первую отнесены благоприятствующие
проведению ГТМ. К ним были отнесены: высокая начальная нефтенасыщенность,
невысокий текущий коэффициент продуктивности (для ГРП), высокая послойная и
зональная
неоднородность,
наличие высокопроницаемых
гидродинамически
взаимосвязанных пропластков (для ПОТ и НЗ). Во вторую группу отнесены факторы
осложняющие проведение ГТМ - выклинивание по участку проведения работ (для
ПОТ) и низкие значения ФЕС (для НЗ, ОПЗ).
20
Таблица 3 – Научно обоснованные критерии успешного применения ГТМ для пласта БС10-2/3
Критерии применения ГТМ
Виды
воздействия
Геотип
Критериальные
факторы
прямой
зависимости
Критериальные
факторы
обратной
зависимости
ГРП
ФХМ
(ПОТ)
2-3
2-3-4
1.Расчлененнность, 1.Коэффициент охвата
ед. (≥4);
по участку, д.ед. (≥0,6);
2. Эффективная
2.коэффициент
нефтенасыщенная проницаемости, мкм2
толщина, м (≥ 4,8); (≥0,05);
3. Пластовое
3. дебит жидкости по
давление до ГРП,
участку до ОПЗ, м3/сут
атм (≥16,22).
(≥23);
4.коэффициент
нефтенасыщенности,
д.ед. (≥0,45);
5. закачка до ОПЗ
скважины, тыс.м3 (≥3).
1.Дебит жидкости 1.Коэффициент
до ГРП, м3/сут
пористости,
д.ед
(≥28,9);
(≥0,14);
2. дебит нефти до
2. обводненность по
ГРП, т/сут (≥8,2);
участку до ОПЗ, %
3. коэффициент
(≤62);
проницаемости,
3.коэффициент
2
мкм (≥0,028).
вскрытия по участку,
д.ед (≥0,62);
4.расчлененность,
ед.(≤27).
НЗ
ОПЗ
2-3
2-3-4
1.Коэффициент
1.Дебит нефти
литологической
до ОПЗ, т/сут
связанности, д.ед. (≥9,2).
(≥0,5);
2. Коэффициент
песчанистости,
д.ед (≥0,45).
3. Коэффициент
проницаемости,
мкм2 (≥0,06)
4. Эффективная
толщина, м (≥12).
1.Коэффициент
песчанистости,
д.ед (≥ 0,32);
2. эффективная
нефтенасыщенная толщина, м.
(≥6);
3.Обводненность до ОПЗ, %
(≤65).
2-3-4
1.Коэффициент
нефтенасыщенности, д.ед. (≥0,15);
2.Коэффициент
продуктивности до
ОПЗ,
(м3/сут)/атм
(≥0,11);
3.коэффициент
расчлененности д.ед.
(≤27);
4. дебит нефти до
ОПЗ, т/сут (≥9,2).
1. Коэффициент
пористости, д.ед
(≥0,18);
2.
эффективная
нефтенасыщенная
толщина, м (≥6).
3.обводненность до
ОПЗ, % (≤ 65);
4.коэффициент
песчанистости, д.ед.
(≥0,32).
21
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По результатам исследований, выполненных в диссертационной работе
сформулировать следующие выводы и рекомендации:
1.
Проведены анализ и обобщение известных работ по изучению характера
распределения остаточных запасов нефти и технологий их выработки, результаты
которого сведены к следующему:
1.1.
В процессе продолжительной эксплуатации нефтяных месторождений
формируются различные типы остаточных запасов нефти.
1.2
Степень выработки остаточных запасов нефти и продуктивность
скважин в первую очередь обусловлены геологической неоднородностью породколлекторов.
1.3
Эффективность выработки запасов нефти зависит от полноты изучения
неоднородности пласта-коллектора и палеогеографических особенностей его
формирования, а также - категорий остаточных запасов.
2
Уточнена
литолого-фациальная
модель
пласта
БС10-2/3
путем
подводные
валы,
получения следующих новых данных.
2.2
Выделены
различные
фациальные
зоны:
трансгрессивные бары, сеть вдольбереговых баров, промоины разрывных течений и
вдольбереговые промоины
2.3
Выделены
четыре класса неоднородности пласта БС10-2/3
по
соотношению показателей макронеоднородности (коэффициента песчанистости и
расчлененности) и микронеоднородности (распределение значений ФЕС пласта)
2.4
Выделены с помощью искусственного нейросетевого моделирования
классы неоднородности, выявлена зависимость между классами неоднородности,
литолого-фациальными типами пород и зонами пласта с различными категориями
остаточных запасов нефти.
3. Установлено, что основные категории остаточных запасов нефти
обусловлены низкой начальной нефтенасыщенностью, низкими значениями ФЕС,
степенью неоднородности пласта, его линзовидным строением, а выработка запасов
22
и коэффициент продуктивности скважин находятся в зависимости от классов
неоднородности и выделенных фаций - четырех геотипов пласта.
4. Научно обоснованы и предложены критерии успешного применения
методов воздействия на пласт и его призабойную зону. Рассчитаны прогнозные
величины дополнительной добычи нефти по полученным автором регрессионным
зависимостям, а также фактическая эффективность воздействия с целью улучшения
состояния выработки остаточных запасов нефти с использование четырёх методик
(Г.С. Камбарова, А.М. Пирвердяна, Б.Ф. Сазонова, М.И. Максимова), установлена
их сходимость, подтверждающая обоснованность научно-методических разработок
автора.
СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ АВТОРОМ ПО ТЕМЕ
ДИССЕРТАЦИИ
Содержание работы опубликовано в 21 научном труде, в том числе:
- в рецензируемых изданиях из перечня, рекомендованного Высшей аттестационной
комиссией Министерства образования и науки РФ:
1.
систем
Чудинова, Д.Ю. Методические основы планирования и организации интенсивных
заводнения
(на
примере
пластов
Ватьеганского
и
Тевлинско-Русскинского
месторождений) / А.С. Валеев, М.Р. Дулкарнаев, Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов, Л.С. Бриллиант,
Д.Ю. Чудинова // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. - № 3. – С. 38–44.
2.
Чудинова, Д.Ю. Оптимизация системы заводнения в терригенных и карбонатных
коллекторах / В.Е. Андреев, Д.Ю. Чудинова, А.П. Чижов, А.В. Чибисов // Проблемы сбора,
подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 4 – С. 42–53.
3.
Чудинова, Д.Ю. Дифференциация скважин в зонах с остаточными запасами нефти с
использованием нейросетевого моделирования / Д.Ю. Чудинова, М.Р. Дулкарнаев, Ю.А. Котенев,
Ш.Х. Султанов // Экспозиция нефть газ. – 2017. – № 4(57). – С. 10–14.
– в других изданиях и материалах различных конференций и семинаров:
4.
Чудинова, Д.Ю. Анализ выработки запасов отложений пласта БС102+3 Тевлинско–
Русскинского месторождения (ЦДНГ-7) / Чудинова Д.Ю., А.П. Чижов, А.В Чибисов // Научн. –
практ. конф. «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук». Тез. докл.
конф. - 2013. С. – 253–256.
5.
Чудинова, Д.Ю. Геолого-гидродинамическая модель пласта БС102+3 Тевлинско-
Русскинского месторождения (ЦДНГ-7) для оптимизации системы разработки / Д.Ю. Чудинова,
23
В.В. Никифоров, А.П. Чижов, М.В. Каждан // Научн. -практ. конф. «Актуальные проблемы
технических, естественных и гуманитарных наук». Тез. докл. конф. – 2013. С. – 256-257.
Чудинова, Д.Ю. Прогнозирование эффективности применения нестационарного
6.
заводнения пласта БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения на основе геологогидродинамической модели с учетом литолого-фациальной изменчивости / Д.Ю. Чудинова,
А.П. Чижов, А.В. Чибисов // Сб. науч. тр. «Нефтегазовые технологии и новые материалы
(проблемы и решения)».– 2014. – Вып. 3. – С. 198–204
Чудинова, Д.Ю. Оптимизация системы заводнения месторождения Когалымского
7.
региона с учетом геологического строения / Д.Ю. Чудинова, Ш.Х. Султанов // IX молодеж. научнопрактич. конф. «Разведочная и промысловая геофизика: теория и практика». Сб. докл. – 2014. – №
8. – С.86 –88.
8.
БС10/2-3
Чудинова, Д.Ю. Геолого-технический мониторинг проведения гидроразрыва пласта
Тевлинско-Русскинского
месторождения
/
Д.Ю.
Чудинова,
Ю.А.
Котенев,
И.Р. Насибуллин, А.А. Альмухаметов // Междунар. молод. конф. «Наукоемкие технологии в
решении проблем нефтегазового комплекса». Тез. докл.конф. – 2014. – № 3. – С. 184–187
9.
Чудинова, Д.Ю. Геологические условия эффективного применения ГРП неокомских
отложений / В.Е. Андреев, Д.Ю. Чудинова, А.П. Чижов, А.В. Чибисов, Е.Р. Ефимов // Геология.
Известия отделения наук о земле и природных ресурсов Академия наук Республики
Башкортостан.– 2015. – № 21. – С. 63–69.
10.
Чудинова, Д.Ю. Предложения по регулированию системы разработки для
повышения выработки слабодренируемых участков / Ю.А. Котенев, Д.Ю. Чудинова // X молодеж.
научно-практич. конф. «Разведочная и промысловая геофизика: теория и практика». Сб. докл.,
2015. – № 9. – С. 10–15.
11.
Чудинова, Д.Ю. Геолого-технологическое обоснование выбора участков для
проведения технологии увеличений нефтеотдачи пластов / Д.Ю. Чудинова // Вестник молодого
ученого УГНТУ. – 2016. – № 1. – С. 5-9.
12.
Чудинова, Д.Ю. Геолого-технические мероприятия по контролю и регулированию
разработки месторождений Когалымской группы на заверщающей стадии / Д.Ю. Чудинова,
А.В. Сиднев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2016. - № 1. – С. 119 -137.
13.
Чудинова, Д.Ю. Решение задачи оптимизации системы заводнения на объектах
разработки в поздней стадии методами статистического анализа геолого-промысловых данных /
Д.Ю. Чудинова, А.В. Чибисов // Материалы XI Международной научно-практической
конференции «Современные тенденции развития науки и технологий» .– 2016. - № 2-3. – С. 127129.
24
14. Чудинова, Д.Ю. Оперативное моделирование залежей нефти с использованием
математических
методов
кластеризации
фациальных
отложений
/
Д.Ю
Чудинова,
М.Д. Бурумбуева, Ю.А. Котенев // Сетевое научное издание «Нефтяная провинция». – 2017. –
№ 2(10). С. 1-13.
15.
Чудинова, Д.Ю. Методические подходы к подготовке исходной информации для
построения геологической модели (на примере пласта БС102-3 Тевлинско-Русскинского
месторождения) / Чудинова Д.Ю., А.П. Чижов, А.Р. Хайдарова // Сб. науч. тр. «Нефтегазовые
технологии и новые материалы (проблемы и решения)». – 2013. – Вып. 2. – С. 149-154.
16.
Чудинова, Д.Ю. Особенности геологического строения клиноформенных отложений
пласта БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения. Построение структурной трехмерной
цифровой геологической модели / Д.Ю. Чудинова, А.П. Чижов, А.В. Чибисов, А.Р. Хайдарова,
И.Ф.Чижова // Сб. науч. тр. «Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и
решения)»– 2013. – Вып. 2. – С. 162 –167.
17.
Чудинова, Д.Ю. Оптимальный алгоритм подготовки технологических параметров
для построения геолого-гидродинамических моделей/ Д.Ю. Чудинова //Сб. ст. аспирантов и
молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти». – 2014. –
№ 11. С. 113 – 118.
18.
Чудинова, Д.Ю. Методические основы обработки геологических данных для
построения геолого-гидродинамических моделей / Д.Ю. Чудинова, А.П. Чижов // Сб. науч. тр.
«Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения)». – 2015. – Вып. 4 (9). –
С. 71-78.
19.
Чудинова,
Д.Ю.
Анализ
выработки запасов пласта
БС10-2/3 Тевлинско-
Русскинского месторождения / Г.Е. Пермяков, Д.Ю. Чудинова // Сб. науч. тр. «Нефтегазовые
технологии и новые материалы (проблемы и решения)». – 2017. – Вып. 6 (11). – С. 84–91.
20.
Чудинова, Д.Ю. Алгоритм корректировки структурных поверхностей с учетом углов
наклона / Д.Ю. Чудинова, К.В. Абабков. // Сб. науч. тр. «Нефтегазовые технологии и новые
материалы (проблемы и решения)». – 2017. – Вып. 6 (11). – С.6–12.
21. Чудинова, Д.Ю. Геолого–промысловое обоснование выделения и дифференциации
остаточных запасов нефти отложений сортымской свиты / Д.Ю. Чудинова, // VII Межд. научн. –
прак. конф. «Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике». – 2018. – С. 152–
153.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа