.RU

В третьей главе - Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами


В третьей главе

по результатам

системного геолого-технологического анализа разработки месторождений нефти с различными категориями трудноизвлекаемых запасов обоснован комплекс мероприятий и рекомендаций по регулированию их разработки.
Анализ исследований, выполненный в предыдущих разделах, показал, что среди множества эксплуатационных объектов с трудноизвлекаемыми запасами выделяются наиболее характерные особенности месторождений, которые:
— характеризуются:
а) высокой выработкой запасов (КИЗ более 70) и приурочены к определенному геоструктурному элементу;
б) высокой вязкостью нефти;
— разрабатываются на естественном природном режиме (мелкие месторождения нефти);
— имеют обширную водонефтяную зону и значительную долю запасов, расположенных в карбонатных коллекторах.
Наиболее показательными месторождениями с вышеуказанными характеристиками являются: месторождения Бирской седловины, Мухарметовское (восточный склон Татарского свода), Степноозерское (Мелекесская впадина) и месторождения северной части Башкирского свода. На примере этих месторождений в работе представлена методика выполнения системного геолого-технологического анализа с целью оптимизации воздействия на различные категории ТрИЗ.
Повышение эффективности выработки запасов нефти мелких месторождений в условиях слабой геологической изученности (на примере Мухарметовского месторождения)
Для разрабатываемых средних и крупных месторождений данные, полу­ченные в результате дополнительных геолого-разведочных работ, по распро­странению пород-коллекторов, наличию слабопроницаемых зон, по изменению нефтенасыщенности и эффективной нефтенасыщенной толщины, уточнению контуров ВНК и т.д., в большинстве случаев оказывают незначите­льное влияние на систему разработки. Аналогичные мероприятия по доразведке или уточнению геологического строения продуктивных горизонтов мелких место­рождений могут привести к пересмотру всей сложившейся системы разработки.
Изменение представления о геологическом строении, в частности геолого-физических характеристик продуктивных пластов, ведет к пересмотру подсчетных параметров разрабатываемых объектов. Даже в случае изменения запасов углеводородов, не превышающем 10 % для мелких месторождений, пересмотр способа эксплуатации и системы размещения скважин весьма вероятен. Соответствующий пересмотр системы разработки месторождения был выполнен на Мухарметовском месторождении Республики Татарстан.
Успешность глубокого бурения по Мухарметовскому месторождению, содержащему высоковязкие нефти, составила 40 %. Данное состояние нельзя охарактеризовать как удовлетворительное. Дополнительные геолого-разведочные работы позволили по-иному отобразить геологическое строение продуктивных залежей.
Данные исследования показали существенное изменение и различие в строении залежей, а в частности — в расположении контуров нефтеносности. В результате переинтерпретации исходной информации и построения новых геологических моделей контуры залежей в пашийских, бобриковских и кизеловских отложениях значительно изменились, а, соответственно, изменились площади и объемы нефтенасыщенных пород. Отметим и слабую изученность визейских врезовых зон, тектонических нарушений.
В связи со слабой изученностью геологического строения и различий в построении новых геологических моделей продуктивных залежей успешность дальнейшего эксплуатационного бурения без проведения дополнительных геолого-разведочных работ оценивается как низкая, что может повлечь за собой высокий финансовый риск для недропользователя (таблица 3, рисунки 3–4).

Таблица 3   Изменение запасов по результатам пересмотра геолого-физических материалов

Продуктивные горизонты
Изменения, полученные после проведения геологического уточнения, %
по площади
по запасам
Пашийский (Д1-а)
–7,1
–44,7
Кизеловский (Скз-1)
Увеличение в 4,3 раза
Увеличение в 3,1 раза
Бобриковский (C1bb-1)
64,0
-5,9
По месторождению

5,7
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;

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

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 – 0,21Н – 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+1,09Н + 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 – 0,21Н;
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 + 0,002Н + 0,088Kпесч –
– 0,004SP + 0,007Qб/Nдс + 0,212 T;
КИЗ = –0,17 – 0,01HэфkPkн   0,75tот + 0,63Kпр + 0,06Н + 0,52Kпесч –
– 0,001SP + 0,213 T;
fB = –0,60 –1,38 tот +0,47HэфkPkн + 0,33Н + 0,01SP;
ВНФ = –0,588 + 0,019SP + 0,72Т,
где HэфkPkн — произведение эффективной нефтенасыщенной мощности, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, м3/м2; mН — вязкость нефти, мПа×с; 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.
Пример результатов расчетов темпа добычи нефти при обычном заводнении и применении циклического воздействия представлен на рисунке 6. Накопленная добыча нефти при заводнении и циклическом воздействии равна площади под соответствующими кривыми на этом рисунке. Разность накопленных объемов нефти при циклическом воздействии и заводнения составляет дополнительную добычу нефти от воздействия. Эта разность для всего этапа разработки приведена для различных периодов воздействия на рисунке 7, согласно которому, с ростом периода дополнительная добыча возрастает, достигая максимума при величине периода 10 сут, а затем падает до отрицательных величин. Таким образом, определен оптимальный период цикла и дополнительная добыча нефти для анализируемого объекта-полигона. Максимальное значение дополнительной добычи нефти (10000 т/га) соответствует 3,5 % прироста коэффициента нефтеотдачи участка, на котором проведено воздействие.
Опыт применения технологий по закачке теплоносителей в залежь показывает, что из-за изменчивых геолого-физических и физико-химических свойств пласта и насыщающего его флюида при его продвижении по пласту остаются целики нефти, кроме того, происходит потеря тепла при нагнетании.
Р

исунок 6 — Пример расчета темпов добычи нефти при заводнении (сплошная кривая) и циклическом воздействии (прерывистая кривая)
на пластах нижнего карбона
Рисунок 7 — Дополнительная добыча нефти при циклическом воздействии, приведенная к полному периоду воздействия.
Площадь расчетного участка 1000 м2

В целях повышения тепловой эффективности закачки горячей воды в нефтяной пласт для залежей Степноозерского месторождения предложены методы импульсно - дозированного теплового воздействия (ИДТВ)
[В. И. Кудинов] и технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ) с добавлением в теплоноситель полимера [В. И. Кудинов]. Для снижения тепловых потерь в условиях Степноозерского месторождения при моделировании были проведены расчеты циклического теплового воздействия в двух вариантах: с применением обычных насосно-компрессорных труб (НКТ) в нагнетательных скважинах и оборудованных теплоизолированными трубами. Прогнозирование проводилось до момента закачки двух поровых объемов жидкости. В качестве конечного прироста коэффициента вытеснения нефти принимается значение при типовой прокачке двух поровых объемов жидкости.
Расчеты показали, что максимальный прирост коэффициента извлечения нефти по залежам среднего карбона и нижнего карбона получен от циклического полимерно-теплового воздействия с теплоизолированными НКТ и составил 19 и 12 % соответственно.
Геолого-технологические особенности выбора способа разработки крупных месторождений
Методический подход к разработке крупных месторождений определяется особенностями геологического строения. При выборе основных принципов используется опыт эксплуатации схожих месторождений. Вместе с тем должны разрабатываться и внедряться новые решения с учетом современ­ных технологий и способов добычи полезных ископаемых. К одному из таких решений, позволяющих обеспечить высокие показатели разработки, можно отнести новые предложения по разработке и очередности проведения работ на продуктивных залежах крупных месторождений северной части Башкирского свода (месторождения севера Башкортостана и юга Пермского края).
Месторождения характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. Выделяются залежи, по которым от начальных извлекаемых запасов отобрано более 70 %. Остаточные запасы в таких залежах относятся к категории трудноизвлекаемых и сосредоточены, как правило, в «ловушках», приуроченных к кровельной части локальных поднятий высокопродуктивных горизонтов, и в линзах. Кроме того, практически все залежи нефти имеют обширную водонефтяную зону.
По результатам геолого-технологического анализа выработки и совместного анализа карт остаточных запасов, обводненности, нефтенасыщенных толщин, распространения продуктивных пластов и свойств коллекторов отмечены следующие особенности разработки месторождения:
1 По залежам нефти каширо-верейского горизонта невыработанной остается значительная часть запасов нефти, относящаяся как к незадействованным зонам, так и к зонам работающих скважин. Разработка залежей характеризуются падением дебитов по нефти и ростом обводненности. Наименьшей выработкой запасов, от 1 до 5 % от НГЗ, характеризуются залежи пластов В3В4 верейского горизонта, эксплуатирующиеся единичными скважинами.
2 По залежам башкирского яруса отмечается активный рост обводненности продукции, особенно в скважинах, находящихся в обширных водонефтяных зонах (ВНЗ) и в зонах, прилегающих к фронту нагнетания с высокой послойной неоднородностью. Наиболее эффективно вырабатываются запасы с высокой плотностью сетки скважин, с благоприятными коллекторскими характеристиками и высокими начальными запасами нефти. Значительная разница в текущих коэффициентах извлечения нефти для отдельных залежей объясняется различием в сроках ввода активных запасов в разработку. Кроме того, по отдельным месторождениям, где башкирский ярус представлен двумя пластами Бш1 и Бш2, отмечается неравномерная их выработка, обусловленная совокупностью геологических и технологических факторов: отношение запасов чисто нефтяных зон (ЧНЗ) к запасам площади нефтеносности для Бш1 составляет 0,7, для Бш2 — 0,2; плотность сетки скважин Бш1 — 25–42 га/скв.; залежи Бш2 — 36-60 га/скв.
3 Ввиду значительной изменчивости геолого-физических характеристик пластов ТТНК, выработка запасов нефти по про­дуктивным пластам неравномерная. Среди продуктивных пластов достаточно высокой выработкой характеризуется бобриковский горизонт: пласты Бб1 и Бб2. По всем пластам бобриковского и тульского горизонтов слабо вырабатываются запасы в ВНЗ. Высокая вариация геолого-физических характеристик продукти­вных пластов повлияла на продуктивность отдельных участков залежи, что предопределило наличие зон с существенными остаточными запасами. Недо­статочный фонд эксплуатационных скважин, слабая разбуренность залежей обусловили выделение участков залежей, не вовлеченных в разработку. По залежам ТТНК необходимо вовлечение в разработку невыработанных и незадействованных участков продуктивных пластов за счет бурения скважин и проведения мероприятий по воздействию на обводненные пласты продуктивного горизонта.
4 Залежи турнейского яруса характеризуются слабой выработкой. Не вовлеченной в разработку остается значительная часть запасов нефти. Высокие значения текущих КИН по скважинам наблюдаются в хорошо дренируемых зонах с высоким значением проницаемости, пористости и удельных геологических запасов. Рост обводненности отмечается в скважинах, находящихся в зоне влияния нагнетательной скважины.
5 По залежам нефти пласта Д1 пашийского горизонта невыработанной остается значительная часть запасов нефти, относящаяся как к незадействованным зонам, так и к зонам работающих скважин. Залежи водоплавающие, литологически экранированы. Действие естественного режима проявляется в упругости флюида и продвижении краевых или подошвенных вод. Поэтому разработка залежей характеризуется падением дебитов по нефти и резким ростом обводненности.
Таким образом, основные объекты (тульские и бобриковские) разрабатываются достаточно активно. Слабая выработка запасов объектов среднего карбона, турнейского яруса и девона обусловлена незавершенностью создания системы разработки (слабая разбуренность залежей, редкая сетка скважин и недостаточное количество нагнетательных скважин).
С целью обоснования наиболее рациональной системы разработки по отдельным месторождениям выполнено геологическое и гидродинамическое моделирование. Геологическое моделирование предполагает выполнение следующих этапов: структурное моделирование, создание 3D геологической сетки, осреднение скважинных данных на сетку, литологическое моделирование, петрофизическое моделирование, подсчет объемов нефтенасыщенных пород, подсчет запасов.
Начальные геологические запасы нефти по отдельным залежам рассчитывались объемным методом. Расхождение запасов нефти при моделировании с запасами, полученными при подсчете запасов, составляют 0,05 %. Максимальное отличие отмечается по пласту Бб1 — 15,6 %, по остальным пластам — не превышает 3%.
Этап создания цифровых фильтрационных моделей начинается после создания адресной геолого-математической модели и проведения анализа геолого-технологической информации и данных геофизического контроля объектов разработки, так как от качества представления эксплутационного объекта в конечном итоге зависят результаты расчетов. В процессе преобразования геологической модели в гидродинамическую были учтены особенности геологического строения месторождения, сетка скважин. Моделирование эксплутационных объектов в зависимости от физико-химических и геологических свойств выполняются по уравнениям двухфазной или трехфазной изотермической фильтрации в сжимаемой пористой среде. Для моделей использовалась полностью неявная схема вычислений. После построения и экспертизы гидродинамических моделей залежей нефти рассматриваются несколько вариантов эффективной выработки запасов нефти. Также следует отметить и то, что для достижения высоких значений КИН и обеспечения более полного вовлечения в активную разработку рентабельных запасов нефти требуется обоснование дополнительных мероприятий.
Для крупных месторождений севера Башкирского свода, которые характеризуются участками слабой выработки запасов нефти, эффективная разработка залежей возможна при выполнении следующих условий:
—бурение дополнительных скважин или боковых стволов в зонах с высокими остаточными запасами нефти;
—возврат на верхние объекты скважин, выполнивших назначение на нижних объектах;
—перевод под закачку добывающих скважин;
—ввод из консервации и бездействия скважин с оптимизацией режимов работы.
С учетом вышеуказанных задач и рекомендаций по эксплуатационным объектам месторождений предложен вариант разработки, где предусматривается разбуривание выделенных объектов вертикальными скважинами. При этом предлагается размещение скважин по горизонтам, по которым имеется обширная водонефтяная зона с небольшой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта 2–3 м и в которых содержится значительная доля запасов. К таким объектам относятся продуктивные пласты каширского и верейского горизонтов, а также терригенная толща нижнего карбона.
Среди принципиальных решений по организации оптимальных условий выработки запасов нефти можно выделить:
— объединение в один объект разработки, но с раздельной закачкой воды в каждый пласт продуктивных пластов КВ1 и В3В4 каширо-верейского горизонта, характеризующихся значительной разностью проницаемости пластов В3В4 (0,115 мкм2) и КВ1 (0,066мкм2). Обосновано это и тем, что пласты часто совпадают в плане и находятся на небольшом расстоянии друг от друга (20 м). Пласты характеризуются сходными параметрами. Кроме того, площадь нефте­носности КВ1 превосходит площадь по пласту В3В4. Что касается фильтра­ционных свойств пласта, то современные технологии позволяют в подобных условиях вести совместную разработку пластов с высокой эффективностью, например, используя способ отдельно раздельной эксплуатации пластов;
— опережающий ввод в разработку наиболее продуктивных участков, т.е. при бурении скважин на запасы промышленных категорий проводить одновременное вскрытии и опробование пластов категории C2 с целью перевода их в более высокие категории. Преимущество данного подхода заключается в увеличении уровней добычи нефти, сокращении сроков эксплуатации залежей, увеличении объема геолого-технологической информации, уточнения геологического строения и запасов углеводородов;
— применение большого объема ОПЗ и третичных МУН для повышения уровней добычи нефти на месторождении. Третичные МУН подобраны с учетом геолого-физических характеристик залежей, возможности их применения на различных стадиях разработки. Исходя из анализа, применяемых на юге Пермской области и северо-западе Башкортостана МУН, целесообразно использовать следующие технологии: для терригенных коллекторов –– комплексная вязко-упругая система нагнетания с одновремен­ной обработкой призабойной зоны добывающих скважин суспензией модифицированного дисперсного кремнезема; для карбонатных — закачка реагента КАРФАС для повышения нефтеотдачи пластов с одновременной интенсификацией добычи реагентом ЗСК и закачка биополимера БП-92.
Рассмотренные особенности геологического строения, геолого-технологического анализа, геолого-гидродинамического моделирования и принципиальные решения по организации дальнейшей эксплуатации месторождения рекомендуется учитывать при планировании разработки месторождений севера Башкирского свода.
В

четвертой главе

изложены научно-методические основы выполнения геолого-технологического анализа и прогнозирования эффективности применения МУН (на примере технологий микробиологического воздействия).
Предложенный комплексный подход заключается:
1) в детальном изучении геологического строения участков внедрения с выде­лением особенностей гидродинамического взаимодействия между реагирующими скважинами;
2) геолого-технологическом анализе разработки участков внедрения;
3) геолого-технологическом и геолого-статистическом анализе эффективности применения МУН с оценкой выработки запасов нефти на участках внедрения и расчетов экономической целесообразности;
4) разработке геолого-технологических критериев успешного внедрения МУН;
5) прогнозировании технологической эффективности применения МУН.
На основании вышеуказанной методологии был выполнен комплексный геолого-технологический анализ применения микробиологических методов на различных месторождениях Волго-Уральской НГП (Арланское, Таймурзинское, Ромашкинское, Москудьинское).
Пласты объектов исследования по геолого-физическим и физико-химическим параметрам различны. В настоящее время объекты внедрения МУН Арланского, Таймурзинского, Ромашкинского и Москудьинского месторождений находятся на завершающей стадии разработки и характеризуются высокой выработанностью.
Для решения задач по оптимизации параметров микробиологического воздействия, достижения высоких технико-экономических показателей эффективности мероприятий необходимо установление научно обоснованных условий применимости рассматриваемого МУН.
Анализ геологического строения, геолого-физических характеристик с построением структурных карт, блок-схем участков воздействия, карт распределения проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин по пропласткам, а также анализ запасов нефти на основании усовершенствованной методики позволил оценить возможность применения метода увеличения нефтеотдачи и выявить гидродинамическую связь между скважинами.
Выполненный геолого-технологический анализ по участкам воздействия позволил установить особенности изменения показателей добычи нефти, жидкости, обводенности, темпа отбора, водонефтяного фактора, коэффициента использования запасов. Сравнительный анализ характера поведения этих показателей необходим при анализе динамики во время наблюдения эффекта.
По исходным геолого-физическим и технологическим параметрам скважин микробиологического воздействия выполнен статистический анализ с использованием метода главных компонент и регрессионного анализа, при выполнении которого использовались 28 добывающих скважин Таймурзинского месторождения и 14 — Юсуповской площади.
С помощью процедуры группирования выделили четыре группы реаги­рующих скважин: 1) с отрицательным эффектом; 2) с относительным эффектом до 0,09; 3) с относительным эффектом 0,1; 4) с эффектом более 0,2.
Геолого-статистические зависимости позволили определить факторы, оказывающие влияние на эффективность проведения работ. Последняя оценивалась как: 1) дополнительная добыча нефти от комплексного биовоздействия(DQ, т); 2) относительный эффект, как отношение дополнительной добычи нефти от микробиологического воздействия на фактическую добычу за период наблюдения эффекта(Dq, доли ед.); 3–4) коэффициенты вариации обводненности (Vf2) и дебита (Vq2) после воздействия. Влияющими факторами являются: 1) доля продуктивных пропластков (Npl, доли ед.); 2) коэффициент песчанистости (Кpch.); 3) вскрытая эффективная толщина пропластков (hvsk., м); 4) общая толщина пропластков (h, м); 5) эффе­ктивная нефтенасыщенная толщина пропластков (hef, м); 6) средневзвешенный коэффициент пористости по толщине (m, %); 7) средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности по толщине (Knn, %); 8) коэффициент вариации обводненности до биовоздействия (Vf1); 9) коэффициент вариации дебита до биовоздействия (Vq1), 10) геологические запасы нефти по зоне дренирования скважины, определенные по методике Ковалева (Qbal, т); 11) удельные геологические запасы на скважину, исчисленные от геологических запасов нефти по очагу воздействия (DQbal, доли. ед.); 12) текущий КИН в зоне дренирования скважины (KIN, доли. ед.); 13) доля накопленной добычи нефти от извлекаемых запасов (DQn, доли. ед.) (извлекаемые запасы приняты по участку); 14) расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами (L, м); 15) плотность пластовой воды (r, г/см3).
В регрессионном анализе участвовали скважины, которые в осях главных компонент не выбивались из общей совокупности.
Эффективность проведения комплексного биовоздействия определена нами по зависимостям:
q = -0,483+0,364kpch+0,028h+0,015Knn-0,024Vq1 -0,034KIN+0,14Qn+0,001L;
Q = –0,327 + 0,107Npl + 0,0744kpch + 0,025hvsk –0,0156m + 0,002Knn + +0,234Vf1 – 0,009Vq1– 0,010KIN;
Vf2= –0,281–0,0845Np +0,462kpch+0,042h–0.014Vq1 – 0,031KIN +0,113Qn;
Vq2 = 1,443 – 1,154Npl + 0,251Vq1.
Эффективность внедрения избыточного активного ила (ИАИ) определяется по зависимостям:
Q = 0,355 + 0,585– 0,0203hef + 0,019KIN – 0,039Knn – 0,311Kpch + 0,112m

–  1,379Qbal + 1,569Qn;
Vq2 = 0,914 – 0,436 + 0,005f – 0,05hvsk + 1,31KIN – 0,05 Knn – 0,002L + 0,05m –  1,49Npl – 0,45Qbal;
Vf2 = 1,1+0,001f–0,005hvsk+0,14KIN–0,01Knn –0,0005L – 0,46Qbal +0,44Qn.
Выполненное в диссертации обобщение результатов исследований внедрения биокомплексной технологии и закачки избыточного активного ила, а также анализ полученных статистических зависимостей позволили определить условия эффективного применения МУН:
— коэффициент проницаемости не менее 0,04 мкм2;
— эффективная толщина пласта 1,5–7,0 м;
— обводненность добываемой продукции более 80 % (при вариации обводненности не более 25 %);
— коэффициент выработанности извлекаемых запасов не более 0,9.
Анализ эффективности применения микробиологических методов, выполненный на шести участках Таймурзинского месторождения и на двух участках Юсуповской площади, показал, что дополнительная добыча нефти по очагам воздействия Таймурзинского месторождения составила 2765 т нефти, на Юсуповской площади — 2309 т.
Выполненный геолого-технологический и геолого-статистический анализ применения биовоздействия на Ромашкинском месторождении по вышеуказанной методике показал его эффективность. Так, в период с 1999 по 2003 гг. на месторождении добыто более 32 тыс. т дополнительной нефти.
Прогнозирование применения рассматриваемых микробиологических методов проводилось на выделенных в одну группу объектах ТТНК, эксплуати­рующихся с заводнением: Манчаровское, Менеузовское, Андреевское, Чермасанское, Карача-Елгинское, Шелкановское и Саитовское месторождения. В результате использования данных технологий дополнительная добыча нефти может составить по воздействию: биокомплексному — 28588 т (за восемь мес.); избыточным активным илом — 57253 т (за двенадцать мес.).
Таким образом, предлагаемая методология выполнения геолого-технологического анализа применения методов увеличения позволит наиболее объективно оценивать эффективность МУН, выявить причины отсутствия или низких результатов ОПР, предложить мероприятия по совершенствованию технологии проведения ОПР и их дальнейшего промышленного использования.
4 5
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
Лекция
© 8712.ru
Образовательные документы для студентов.