Увеличение извлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки крупного нефтяного месторождения

Технологии автоматизированного восстановления свойств терригенных пород в разрезах скважин по методике ТАВС базируются на результатах установленных ее авторами важнейших базовых петрофизических закономерностей, которые позволяют произвести детальную интерпретацию данных ГИС в разрезах скважин с заданным шагом квантования (0,1; 0,2 м и т.д.), получить результирующие непрерывные кривые коэффициентов пористости (Кп), песчанистости (Кпесч), алевритистости (Кал), глинистости (Кгл), абсолютной проницаемости (Кпр.абс), общей водонасыщенности (Кв), остаточной водонасыщенности (Кво), нефтенасыщенности (Кн), остаточной нефтенасыщенности (Кно), корректные не только в интервале коллекторов, но и во вмещающих породах , т. е. рассмотрение единого резервуара пород (табл. 3).

Таблица 3 Сопоставление возможностей двух технологий интерпретации ГИС

Сопоставление возможностей разных интерпретационных подходов показывают увеличение степени извлечения полезной информации из кривых геофизических исследований для построения геологической модели под проектирование систем разработки с переходом на обобщенные петрофизические модели.

Геологическая модель должна создаваться в рамках определенных правил. Попытки использования результатов переинтерпретации материалов ГИС в системе Gintel по технологии ТАВС для построения карт распространения коллекторов в рамках принятой в первой половине 80-х годов прошлого века ОАО «Татнефть» классификации пластов-коллекторов привели к сокращению площади распространения коллекторов. Пласты, находящиеся в эксплуатации и дающие продукцию оказались в «неколлекторах».

Разбор данной ситуации, выполненный автором диссертации совместно с авторами методики ТАВС и специалистами ТатНИПИнефть, показал, что значительная часть пластов второй группы по действующей классификации, в новой интерпретации имеют коэффициент проницаемости ниже принятых для Ромашкинского месторождения кондиционных значений ФЕС (0,03 мкм2 - по проницаемости, 12,6% - по пористости). Эти факты послужили доказательством того, что действующая классификация не отражает реальную картину. Появились новые факты притока из пластов с параметрами ниже кондиционных значений, которые не объясняются на основе классификации, принятой для терригенного девона. По результатам интерпретации данных ГИС по методике ТАВС такие интервалы были оценены как коллекторы в породах, представленных новым литологическим типом - алевролитами в разной степени песчанистыми и глинистыми.

В работе показано, что поиском эффективных методов определения коллекторских свойств пластов занимаются многие исследователи. Тем не менее, принципиальным остаются вопросы интерпретации данных геофизических исследований скважин и построения геологических моделей слоисто-неоднородных терригенных коллекторов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Острота проблемы повышения информативности ГИС приобрела особую значимость вступлением месторождения в позднюю стадию разработки и, связанным с этим, соответствующим ростом требований к финансовым вложениям.

Значительное влияние на величины параметров коллектора оказывает его минералогический и фракционный состав. Особенно ярко это проявляется в наблюдаемых различиях комплексов свойств песчано-алевритовых коллекторов. Непосредственно и сильно влияющим на параметры коллектора литолого-структурным фактором является строение и характер порового пространства и, прежде всего, размер (радиус) поровых каналов. От величины радиуса поровых каналов и от соотношения объемного содержания в поровом пространстве крупных и тонких каналов зависит величина проницаемости породы, содержание связанной воды и других параметров, действующих у стенок поровых каналов.

По данным, полученным на основе использования объемной модели породы, определяемой при интерпретации данных ГИС по технологии ТАВС, были построены зависимости между параметрами коллекторских свойств пласта: пористостью и проницаемостью от суммарного содержания в коллекторе глинистой и алевритовой фракций (рис. 5).

Рисунок 5 График зависимости пористости и проницаемости пластов-коллекторов от суммарного содержания в породе глинистой и алевритовой фракции

На основе полученных зависимостей данных ГИС была предложена классификация пластов - коллекторов (табл.4). Критериями выделения классов коллекторов является коэффициент проницаемости и суммарное содержание в коллекторе глинисто-алевритовой фракции (Кгл+Кал). Очень важным является определение нижних кондиционных границ фильтрационно-емкостных характеристик пластов-коллекторов. Институтом ТатНИПИнефть в ходе анализа разработки Павловской площади проведена работа по определению граничного значения проницаемости по данным технологии ТАВС и результатов испытаний. Критерии выделения проницаемых пластов выбирались путем сопоставления параметров Кпр, Ков и Кгл, определяемых по данным радиоактивного метода и собственной поляризации, с результатами испытаний пластов.

Всего для выработки граничных критериев проницаемости было отобрано около 60 объектов Павловской площади. Необходимым условием для отбора скважин с испытаниями было наличие в пределах опробования пласта с ухудшенными фильтра- ционно-емкостными свойствами. Для разбивки непрерывных кривых результатов интерпретации, в системе «Gintel» использовалась функция получения осредненных данных по выделенным пропласткам в автоматическом режиме. Подобная процедура позволила перевести интегрально изменяющиеся кривые в дискретные значения и сопоставить с результатами испытаний. Все отобранные объекты испытаний размещались в двух системах координат параметров Кпр.абс и Кп, а также Кпр.абс и Ков и представлены соответственно на рисунках 6 и 7.

Таблица 4 Классификация пластов-коллекторов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения (по материалам Павловской и др. площадей НГДУ "Азнакаевскнефть")

Рисунок 6 Сопоставление коэффициента проницаемости и пористости с результатами испытаний на Павловской площади

Рисунок 7 Сопоставление коэффициента проницаемости и остаточной водонасыщенности с результатами испытаний на Павловской площади

На эти координаты наносились также различными цветными геометрическими фигурами результаты испытаний. Большая часть объектов имеют приток флюида больше 1 т/сут, однако имеется группа скважин с притоком менее 1 т/сут.

На основе анализов графиков на рис. 6, 7 можно сделать вывод, что коэффициент проницаемости пластов низкопродуктивных коллекторов в большей степени изменяется с возрастанием доли связанной воды в породе и меньшее влияние оказывает изменение пористости.

Согласно этим данным, кондиционный предел по пористости для всех групп пластов-коллекторов, независимо от их гранулометрического состава, равняется 11%, что соответствует результатам ранее проведенных исследований.

Параллельно по оси абсцисс проведена красная линия, разделяющая группы объектов с притоком более одной тонны нефти и менее. Граница раздела этих двух групп соответствует значению проницаемости равной 0,001 мкм2, что можно принять за граничное значение, разделяющее коллектор от неколлектора. При подсчете запасов рекомендуется использовать коллектора с пористостью выше 11% и проницаемостью от 0,001 мкм2. Выделение пяти классов пластов - коллекторов в разрезе горизонта Д1 позволило рассматривать различные вариации сочетания этих классов в разрезе продуктивного пласта и по простиранию. Возможных вариантов таких сочетаний, только в вертикальном разрезе, оказалось - 31 (табл. 5).

Статистический анализ базы геолого-геофизических данных результатов переинтерпретации показал 21968 случаев вскрытия скважинами интервалов коллекторов на восточном сегменте, 47,6 % которых характеризуют макрооднородные по текстурному облику пласты, а 52,4 % их слоисто-неоднородные аналоги, состоящие из нескольких сообщающихся по разрезу слоев.

Установлено, что наибольшими типами разреза горизонта Д1 представлены пласты «а» и «в», затем следует нижняя пачка пластов «г», «г2+3», «д» в основном имеющих в своем разрезе коллектора 1 класса. Пласты «б1, б2, б3» существенно отличаются от выше перечисленных, как по своему многочисленному составу, так по количеству вскрытых скважинами в целом по горизонту Д1.

В связи с послойной дифференциацией литолого-физических и фильтрационно-емкостных параметров возникла необходимость оперативного уточнения величины и структуры начальных балансовых запасов нефти с распределением их по слоям, по классам коллекторов в границах протяженных по площади и небольших линзовидных пластовых тел, характеризующихся различными видами неоднородности.

В четвертом разделе на базе данных, полученных в результате применения технологии ТАВС, с использованием возможности программного комплекса «ЛАЗУРИТ», уточняется геологическое строение пластов пашийского горизонта площадей восточного сегмента месторождения, начальные и остаточные балансовые и подвижные запасы нефти по классам пластов-коллекторов и по пластам со слоистой и массивной макротекстурой.

Таблица 5 Сочетание классов коллекторов в разрезе и их скважинопересечения с пластами горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения

Применение интегральной технологии ТАВС в целом подтвердило существующее представление о ритмофациальных особенностях пашийской продуктивной толщи как по числу прослеживаемых в ее разрезе пластов коллекторов, так и по условиям их залегания и распространения на рассматриваемых площадях.

Принципиально новыми и важными с точки зрения задачи геолого-физического моделирования являются впервые полученные геофизические данные о литофациальной неоднородности или слоистости выделенных пластов по толщине в разрезах большинства скважин.

Согласно этим данным пласты-коллекторы, слагающие пласты горизонта ДI, в разрезе могут обладать как однородной (массивной), так и макронеоднородной слоистой текстурой, обусловленной чередованием различной толщины слоев, с различными гранулометрическими, петрофизическими и фильтрационными свойствами. Повторяющаяся в разрезе слоистая неоднородность отдельных пластов, зафиксированная комплексом ГИС и выявленная на основе применения технологии ТАВС, свидетельствует о неравномерном характере осадконакопления в процессе их формирования на стадии раннего диагенеза, что в дальнейшем привело к формированию в составе пластов различных классов пластов-коллекторов и различных их сочетаний в разрезе. Выделенные по данным ГИС в слоисто-неоднородных пластах физико-литологические разности песчано-алевролитовых пород, с различным содержанием глинисто-алевритовой составляющей, а также наблюдаемая в ряде случаев их расчлененность глинистыми прослоями на пропластки с различными ФЕС, обусловили высокую степень геологической неоднородности таких пластов по разрезу. С другой стороны, зафиксированное по данным ГИС в одноименных пластах своеобразие геологических разрезов конкретных скважин по количеству слоев пластов-коллекторов различных классов, их толщине и относительному положению в интервале пласта, не всегда прослеживается и коррелируется даже на расстояниях пробуренной сетки скважин, что свидетельствует о значительной зональной геологической макронеоднородности таких пластов.

Выявленные закономерности строения коллекторов дают возможность сформировать критерии группирования локально нефтенасыщенных участков залежи в обособленные геологические объекты для самостоятельной разработки.

Для каждого из типов, приведенных в табл. 5, слоисто-неоднородного разреза требуется своя технология первичного и вторичного вскрытия пласта, система воздействия на запасы, соответствующие этим разрезам технологии методов увеличения нефтеизвлечения и т. д., что с одной стороны не реально, с другой, нет смысла создавать системы воздействия на каждый тип разреза. В ходе проведенных исследований была поставлена цель упрощения ситуации за счет группирования типов разреза по определенным признакам. После анализа разных вариантов были выбраны наиболее представительные типы разрезов, отличающиеся между собой степенью заводнения и продуктивностью.

Группирование по видам неоднородности классов коллекторов позволяет провести границы их распространения. Структурно-морфологическое и физико-литологическое своеобразие указанных участков залежей нашло отражение в характере заводнения коллекторов по разрезу в конкретных скважинах. На основании этого эксплуатационный объект можно схематически представить в виде карт, отображающих характер залегания пластов и их заводнения в границах, совмещенных на плане участков залежи.

В ходе анализа проведенных исследований были выделены 5 видов литолого-физической неоднородности пластов-коллекторов (табл. 6).

Первый вид включает в себя коллекторы 1-го класса, представленные однородными песчаниками с проницаемостью более 100 мД и содержанием алевритовой и пелитовой фракции менее 20 %. Такие пласты характеризуются высокой степенью выработанности запасов. Второй вид неоднородности представлен сочетанием слоев пластов-коллекторов 2-го и 3-го классов, при их заводнении происходит опережающее вытеснение нефти по коллектору 3-го класса.

Третий вид неоднородности представляет собой совокупность слоев четвертого и пятого класса коллекторов, сложенных в основном алевролитами, с проницаемостью ниже 10 мД и содержанием алевритовой и пелитовой фракции более 20 %.

Четвертый вид слоистой неоднородности характеризуется переслаиванием четырех классов коллекторов (2й - 5й). В отличие от 3 вида в составе его присутствуют коллектора с содержанием алевритовой и пелитовой фракции менее 20 %. В разрезах этого вида часто появляется пропласток преждевременного обводнения добываемой продукции. На сегодняшний день отсутствуют или имеют низкую успешность технологии МУН для видов разреза с участием 3-го класса коллекторов данного вида неоднородности.

Таблица 6 Распределение классов коллекторов и выделение видов неоднородностей в разрезе горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения

Пятый вид неоднородности - это переслаивание по разрезу пласта всех классов пластов-коллекторов, включая их высокопродуктивные разности 1-го класса. Этот вид неоднородности встречается в разрезах большинства скважин, представлен во всех пластах горизонтах Д1 и имеет площадное распространение в нижнепашийской пачке.

Показано, что анализ пластопересечений с пробуренными скважинами, обобщение их по выделенным видам литолого-физической неоднородности коллекторов по пластам в разрезе площадей восточного сегмента месторождения легли в основу анализа геологического строения и структуры остаточных подвижных запасов горизонта Д1. Новая классификация и виды ЛФН позволили детализировать геологическое строение пластов горизонта Д1, структуру подвижных остаточных запасов, определить коэффициенты текущего нефтеизвлечения по классам пластов- коллекторов (табл. 7 и 8) и подготовить основу для создания дифференцированной системы воздействия, способную увеличить извлекаемые запасы месторождения.

Таблица 7 Распределение начальных и остаточных геологических запасов и текущая выработка геологических запасов нефти по классам коллекторов

Таблица 8 Сопоставление величин текущего КИН по состоянию на 01.01.2011 г по классам пластов-коллекторов и видам литофизической неоднородности с данными подсчета запасов 2000 г

Анализ сравнительной характеристики структуры начальных геологических запасов нефти на основе сопоставления схем классификации пластов-коллекторов ТатНИПИнефть (1985г.) и усовершенствованной с использованием данных ТАВС показывает: а) увеличение геологических запасов нефти в целом по восточному сегменту на 4,4 %. Увеличение геологических запасов произошло за счет учета ранее пропущенных объемов коллекторов при детализации геологического строения объекта разработки, которые не могли учитываться по классификации пластов-коллекторов принятой в 80-е годы прошлого столетия. Они отсекались принятыми кондиционными значениями пластов-коллекторов по толщине (менее 1м), по проницаемости (0,03 мкм2) и пористости (12,6 %); б) перераспределение их по классам пластов-коллекторов за счет уточнения емкостных свойств в результате переинтерпретации данных ГИС с дискретностью 0,2 м и выделения в массивных макротекстурах песчаников по классификации 1985 года слоисто-неоднородных пластов, с участием в их строении коллекторов 4-го и 5-го классов по предлагаемой классификации.

В результате этого геологические запасы нефти песчаников сократились на 113,9 млн. тонн, глинистых песчаников на 62,3 млн. тонн, а геологические запасы нефти глинистых алевролитов (4-й класс по новой классификации) выросли на 106,8 млн. тонн и появились новые запасы 5-го класса пластов-коллекторов по новой классификации в количестве 111,8 млн. тонн.

Несмотря на увеличение геологических запасов нефти, увеличения извлекаемых запасов не произошло. Анализ табл. 7 и 8 показывает, максимальный текущий КИН 0,511 достигнут на Азнакаевской площади с максимальными запасами (25.8% от запасов восточного сегмента). Текущий КИН коллекторов 1-го класса по этой площади составляет 0,686 при проектной величине его 0,547. Пласты-коллекторы 1-го класса содержащие 56.1 % запасов нефти Азнакаевской площади, обеспечили 75,2 % всей добычи нефти по площади. Из пластов-коллекторов 1-го класса Зеленогорской площади, с долей запасов 55,1 % от запасов площади, добыто 82,1 % всей нефти, извлеченной из пластов этой площади. При этом текущий КИН по площади составляет 0,391, по коллекторам 1-го класса - 0,582, при проектной его величине в конце разработки 0,544.

Аналогичная картина повторяется по остальным площадям рассматриваемой территории. В целом по площадям восточного сегмента Ромашкинского месторождения пласты-коллекторы 1-го класса обеспечили 77,4 % добычи всей нефти, при доле запасов заключенных в них 55,3%. 44,7 % - запасы нефти, заключенные в коллекторах 2-го, 3-го, 4-го и 5-го классов, обеспечили всего 22,6 % добытой нефти. Текущий коэффициент извлечения нефти по коллекторам 2-го и 3-го класса составил 0,367 и 0,366 соответственно, а доля остаточных геологических запасов составляет 15,2 %. Коллекторы 4-го и 5-го классов имеют величину текущего КИН, соответственно, 0,194 и 0,1, при проектных значениях КИН 0,333 - 0,394 (см. табл. 8). На их долю приходится 46,7 % остаточных геологических запасов. 38,1 % остаточных геологических запасов сосредоточены в коллекторах 1-го класса. Эти цифры служат основой для стратегических решений по организации работ для создания систем воздействия на остаточные запасы. Однако, для целей ближайшей перспективы необходимо пользоваться подвижной частью остаточных геологических запасов. С использованием программы «Лазурит» из массива данных, созданных методикой ТАВС, получена структура остаточных подвижных запасов нефти в разрезе однослойных и слоисто-неоднородных макротестур пластов-коллекторов (табл. 9).

Таблица 9 Распределение остаточных подвижных запасов нефти восточного сегмента Ромашкинского месторождения

Анализ, проведенный на микроуровне с использованием данных переинтерпретации, показал (табл.9), что более 62% подвижных запасов нефти сосредоточены в верхнепашийской пачке, почти 38 % - в пластах нижнепашийской пачки (в т. ч. около 9 % в пласте «в»).

Распределение запасов нефти на площадях расположенных ближе к центральной части месторождения (Павловская, Зеленогорская, В-Лениногорская) по верхне- и нижнепашийским пачкам одинаковое. По краевым площадям (Холмовская, Карамалинская, Азнакаевская) 91,7 % подвижных запасов нефти сосредоточены в верхнепашийской пачке.

По горизонту Д1 74,2 % всех запасов нефти заключены в слоисто-неоднородных, 25,8% - в «однослойных» пластах.

Из анализа геологического строения рассматриваемых площадей месторождения на макроуровне показано, что в составе горизонта Д1 на данной стадии разработки выделяются три самостоятельных объекта для создания системы воздействия: а) пласты верхнепашийской пачки; б) пласт «в»; в) пласты нижнепашийской пачки.

На основе проведенного анализа данных табл. 9 и анализа работы высокообводненного (более 95 %) фонда скважин за 2009 год доказана справедливость полученных значений подвижных запасов в слоисто-неоднородных пластах и, соответственно, текущих коэффициентов нефтеизвлечения, что позволило использовать полученные результаты при выделении объектов разработки для проектирования систем воздействия на остаточные запасы, способные увеличить извлекаемые запасы месторождения.

Пятая глава посвящена созданию систем воздействия на остаточные запасы нефти месторождения в пределах восточного его сегмента.

На основе анализа проведенного в 4-ой главе выделены объекты для самостоятельного проектирования по этажу нефтеносности и по макротекстурному признаку.

1. По этажу нефтеносности: а) центральные площади с промышленными остаточными запасами в нижней и верхней пачках пашийского горизонта (Павловская, Зеленогорская, В-Лениногорская); б) краевые площади, остаточные подвижные запасы которых в нижнепашийской пачке не достигают 3-х % от запасов площади (Холмовская, Карамалинская, Азнакаевская).

2. По макротекстурному признаку: а) слоисто-неоднородные пласты 4-го и 5-го видов литолого-физической неоднородности; б) пласты-коллекторы с массивной макротекстурой. Они представлены 1-м, 2-м и 3-м видами литолого-физической неоднородности.

Слоисто-неоднородные и массивные пласты присутствуют в обеих пачках пашийского горизонта на всех площадях восточного сегмента в разных соотношениях.

В пределах центральных площадей выделяются следующие объекты, требующие индивидуального проектирования систем воздействия на их запасы:

- верхнепашийская пачка, обозначим этот объект - Д1vp;

- пласт «в» нижнепашийской пачки, обозначим этот объект - Д1npв;

- пласты «г-д» нижнепашийской пачки, обозначим этот объект - Д1npг-д.

Характерная особенность всех площадей восточного сегмента Ромашкинского месторождения - это обширные поля естественных водонефтяных зон. За длительную историю разработки за счет опережающего вытеснения по наиболее проницаемой части пласта образовались искусственные водоплавающие запасы нефти, а также техногенные залежи нефти, возникшие за счет оттеснения запасов за пределы локальных структур ниже отметок водонефтяного контакта. На примерах использования соответствующего забойного оборудования (ОЗ - отсекатель забойный, ОЗШ-со штуцером) показано, что реализовано вовлечение в разработку запасов водонефтяных зон за счет технологии подавления конусообразования в призабойной зоне и запасов пластов верхнепашийского подгоризонта с пластовым давлением ниже забойного при совместной эксплуатации единым фильтром пластов верхней и нижней пачек (ОЗШ) путем штуцирования притока из нижней пачки.

Для каждого выделенного объекта разработки даны характерные особенности геологического строения и структура подвижных запасов, примеры реализации рекомендуемых технологий и пути увеличения извлекаемых запасов нефти, за счет реконструкции системы воздействия на них.

Описывается работа над фондом скважин, технологии и объемы внедрения их в производство по созданию системы воздействия на остаточные запасы горизонта Д1, а также практические пути интенсификации запасов верхних горизонтов месторождения, технологии выработки запасов ВНЗ девонских и бобриковских отложений, применение горизонтальных технологий для увеличения коэффициента нефтеизвлечения, работа с высокодебитными скважинами с высоким и предельным содержанием воды в продукции.

Приведена технологическая эффективность по направлениям геолого-технических мероприятий, произведена экономическая оценка результатов их внедрения, сделана оценка предела рентабельности добычи нефти из высокообводненных скважин на завершающей стадии разработки.

терригенный многопластовый отложения

Основные выводы и рекомендации

1. Анализ истории разработки и результатов реализации принципов Генеральных схем разработки горизонта Д1 показал несоответствие действующей системы эксплуатации и детализированной в ходе разработки геологической модели, а также изменившимся в результате техногенного воздействия геологическим условиям залегания остаточных запасов. На поздней стадии разработки месторождения это несоответствие не позволяет эффективно эксплуатировать основной объект разработки.

2. Установлено, что совокупность фактов, базирующихся на гидродинамических, геофизических исследованиях и промысловых данных, позволяет выделить гидродинамически обособленные тела в ранее едином гидродинамическом поле. Техногенные изменения эффективного объема порового пространства произошли в силу ряда причин: а) превышение закачки воды над отбором жидкости по высокопроницаемым пластам; б) снижение пластового давления ниже критических величин в результате эксплуатации отдельных участков на естественном режиме; в) депелитизация высокопроницаемых пластов и кольматация слабопроницаемых. Все эти изменения произошли в результате невозможности учета особенностей геологической неоднородности объекта при проектировании на ранней стадии из-за недостаточности информации и отсутствия инструментов для интерпретации данных ГИС, обеспечивающих извлечение максимально возможной информации о геологическом строении около скважинного пространства.

3. Показано, что стратегически важными являются решения по созданию системы управления движением запасов нефти к забоям добывающих скважин обособленных геологических тел, выделенных на основе детализации геологического строения на макроуровне - существующими инструментами геологического картирования, и на микроуровне - обработкой результатов переинтерпретации данных ГИС. Разработаны принципы и направления выработки остаточных запасов Ромашкинского месторождения, базирующиеся на уточненных представлениях о геологии терригенных девонских отложений: а) разукрупнение объекта разработки на самостоятельные техногенные залежи; б) выбор вытесняющего агента, соответствующего фильтрационным характеристикам пласта; в) выбор способа первичного и вторичного вскрытия пласта-коллектора, соответствующего планируемой системе воздействия; г) выбор соответствующего способа подачи вытесняющего агента; д) подбор соответствующих технологий МУН для каждой системы воздействия.

4. Показано, что совершенствование методов разработки, ориентированное на увеличение извлекаемых запасов нефти из недр на длительно разрабатываемом нефтяном месторождении, основано на применении системы дифференцированного объектно-ориентированного воздействия на продуктивные пласты и базируется на детальном исследовании геологического строения, восстановлении структурно-минералогической неоднородности терригенной толщи, вмещающей остаточные запасы, установлении структуры остаточных запасов и учете динамики техногенного изменения лито-физических свойств пластов коллекторов в процессе длительной эксплуатации месторождения. Информационной базой для решения этих задач послужили результаты углубленной интерпретации данных ГИС по всему фонду скважин с применением методики ТАВС.

5. Полученные уточненные геофизические данные о литофациальной неоднородности (слоистости) выделенных пластов по толщине в разрезах скважин, являются принципиально важными с точки зрения задачи геолого-физического моделирования.

6. На основе использования классификации и видов литолого-физической неоднородности при детализации геологического строения объекта разработки: а) выявлено увеличение по направлению от центра месторождения к его периферии доли массивной макротекстуры пластов «а», «б1» и «б2» представленных первым классом пластов-коллекторов и уменьшение доли 3-го вида ЛФН; б) пласт «б3» верхнепашийского подгоризонта на восточном сегменте Ромашкинского месторождения является базисным объектом после пласта «а» на территории Павловской, Зеленогорской и В-Лениногорской площадей; в) анализ выдержанности глинистых разделов между пластами-коллекторами, частоты случаев слияния соседних по разрезу пластов и масштабов зон их площадного распространения позволяет делать вывод о том, что пласт «в» претендует на самостоятельную систему воздействия по совокупности геологических, гидродинамических и фильтрационных параметров на территории Павловской, Зеленогорской площадей, пласт «б3» на Холмовской, Карамалинской и Азнакаевской площадей и пласт «а» на территории Павловской, Зеленогорской, В-Лениногорской площадей при проектировании довыработки остаточных запасов; г) проведено уточнение величины и структуры начальных балансовых запасов нефти с распределением их по слоям, по классам коллекторов в границах протяженных по площади и небольших линзовидных пластовых тел, характеризующихся различными видами неоднородности в пределах нефтяных и водонефтяных зон.

7. На основе пересчета геологических запасов нефти показано, что: а) произошло увеличение геологических запасов нефти в целом по восточному сегменту, за счет учета при детализации геологического строения объекта разработки ранее пропущенных объемов нефтенасыщенных коллекторов, которые отсекались ранее принятыми кондиционными значениями; б) изменения в структуре подсчитанных по новым кондициям начальных геологических запасов нефти обусловлены перераспределением их по классам пластов-коллекторов за счет уточнения емкостных свойств в результате переинтерпретации данных ГИС с дискретностью 0,2 м и выделения в массивных макротекстурах песчаников (по классификации 1985 г.) слоисто-неоднородных пластов, с участием в их строении коллекторов 4-го и 5-го классов по предлагаемой классификации.

8. На основе определения текущего коэффициента нефтеизвлечения по классам пластов-коллекторов в разрезе видов ЛФН показано, что, несмотря на увеличение геологических запасов нефти, увеличение извлекаемых запасов не произошло. Величина текущего КИН по высокопродуктивным коллекторам опережает проектные показатели, а по средне- и низкопроницаемым коллекторам, наоборот, сильно отстает от проектных величин. В целом по площадям восточного сегмента Ромашкинского месторождения 55,3 % геологических запасов заключенных в пластах-коллекторах 1-го класса обеспечили 77,4 % всей добытой нефти, из 44,7 % геологических запасов нефти заключенных в коллекторах 2-го, 3-го, 4-го и 5-го классов, добыто всего 22,6 % нефти. Такое соотношение значений КИН и распределение объемов добычи нефти по классам пластов-коллекторов говорит, с одной стороны, что существующая система разработки нацелена на выработку активных запасов, а с другой о необходимости создания объектно-ориентированных систем воздействия на остаточные запасы месторождения.

9. На основе анализа остаточных геологических запасов пластов горизонта Д1 показано, что геологические запасы распределяются по высоко-, средне-, и низкопродуктивным коллекторам, соответственно 38,1%, 15,2 % и 46,7 %. Эти цифры служат основой для стратегических решений по организации работ для создания систем воздействия на остаточные запасы. Однако для целей ближайшей перспективы необходимо пользоваться подвижной частью остаточных геологических запасов.

10. Показано, что детализация геологического строения горизонта Д1, с использованием классификации коллекторов, видов ЛФН пластов, с распределением запасов остаточных подвижных углеводородов позволяет выделить эксплуатационные объекты самостоятельной разработки для организации оптимальных систем воздействия с целью вовлечения в разработку недренируемых запасов и обеспечения максимального коэффициента извлечения нефти.

11. На основе анализа детализированного геологического строения с учетом изменений объекта разработки в результате техногенного воздействия показано, что для решения проблем выработки запасов выделенных объектов необходимо реализовать системы разработки с размещением точек для бурения горизонтальных, наклонно-направленных нагнетательных и водозаборных скважин для пластов верхнепашийской пачки с однородной макротекстурой 3-го вида ЛФН, создание модифицированных систем воздействия для пластов со слоисто-неоднородной макротекстурой, способствующие движению рассеянных углеводородов в положительные внутриформационные структуры под воздействием гравитационных сил и искусственного воздействия;

12. На основе анализа эксплуатации скважин с обводненностью более 95 % показано, что эксплуатация скважин работающих на слоисто-неоднородные пласты горизонта Д1 рентабельна даже при существующей системе разработки и применяемых технологиях увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Это является подтверждением достоверности полученных данных по структуре остаточных подвижных запасов и правильном выборе стратегических направлений по совершенствованию систем воздействия предложенных автором.

13. На основе анализа работы скважин с применением соответствующего забойного оборудования показано реальность вовлечения в активную разработку запасов ВНЗ и недренируемых запасов пластов верхнепашийского подгоризонта при совместной эксплуатации их единым фильтром с пластами нижнепашийской пачки.

14. Рекомендованы технологии увеличения нефтеизвлечения для пластов с различными ФЕС, с учетом видов неоднородностей, создающие вторичную трещиноватость в сжимаемой среде, в призабойной зоне и межскважинном пространстве волновыми технологиями. Избирательность воздействия этих технологий позволяет вовлекать в разработку защемленные за счет необратимых деформации запасы и остаточные запасы нефти коллекторов 2-го, 4-го, 5-го классов в 4-м и 5-м видах литолого-физической неоднородности, а также целики запасов коллекторов 1-го класса, привлекая энергию горного давления.

15. Показано, что Ромашкинское месторождение, находящееся на поздней стадии разработки, в результате реализации предложенных разработок становится перспективным и экономически привлекательным для эксплуатации, по причинам: а) количество подвижных запасов нефти остающихся в недрах стимулирует работу в направлении поиска путей для увеличения извлекаемых запасов месторождения. Увеличение нефтеизвлечения только на 1% по месторождению создает обеспеченность нефтедобычи промышленными запасами на 3 года; б) месторождение разбурено эксплуатационной сеткой скважин, а, следовательно, для детализации геологического строения и уточнения структуры остаточных запасов имеется максимальная информация - основа для создания эффективной системы контроля и воздействия на пласт для извлечения, так называемых, трудноизвлекаемых запасов нефти; в) развитая инфраструктура, наличие высококвалифицированных кадров, полностью освоенное месторождение, требующее минимального объема бурения, обустройства и других капитальных вложений; г) развитие месторождения по пути увеличения нефтеизвлечения послужит полигоном для создания и испытания технологий МУН следующего поколения; д) чистый доход от внедрения разработанных технологий составил 3079 млн. руб.

16. Полученные результаты, проведенных в терригенных отложениях девона исследований и предложенных технологий, рекомендованы для применения в терригенных отложениях других горизонтов Ромашкинского месторождения.

Материалы диссертации опубликованы в следующих работах

1. Регулирование процесса нефтеизвлечения многопластовых неоднородных объектов на поздней стадии разработки (монография) /Учебное пособие. - Уфа: изд-во УГНТУ, 1999. - 125 с. //Хусаинов В.М. Гумаров Н.Ф., Хаминов Н.И. и др.

2. Повышение эффективности работ по ликвидации заколонных перетоков воды в нагнетательных скважинах /НТИС. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1985. - № 12. - С. 16-18. // Поддубный Ю.А., Халтурин В.Г., Хусаинов В.М. и др.

3. Основополагающие направления геолого-технических мероприятий по разработке Ромашкинского месторождения / Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 7. - С. 21-23. //Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Горюнов В.А., Хаминов Н.И.

4. Хусаинов В.М. Стратегические аспекты выработки остаточных запасов нефти /НТЖ. Георесурсы. - 2001. - № 4. - С. 4-5.

5. Оценка возможностей практического использования пакета программ компании "Landmark" для контроля за разработкой участков нефтяных залежей/НТЖ. Георесурсы. - 2001. - № 4. - С. 7-9. //Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Шакиров А.В., Сударев М.В., Латыпов Э.Т.

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

7. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу /Нефтяное хозяйство.- 2001. - № 8. - С. 41-43. //Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М., и др.

8. Комплексная техника и технология изоляции пластовых вод при заканчивании скважин / Нефтяное хозяйство. - 2003. -№ 3. - С. 70-73. // Габдуллин Р.Г., Хусаинов В.М., Хаминов Н.И., Назимов Н.А.

9. Прогнозирование местоположения невыработанных участков на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения /Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 3. - С. 49-50. // Хусаинов В.М., Нурисламов Н.Б., Сеночкин П.Д., и др.

10. Сохранение коллекторских свойств пластов при вторичном их вскрытии, эксплуатации и ремонте скважин /Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 78-81. //Габдуллин Р.Г., Хусаинов В.М., Хаминов Н.И.

11. Реагент МДК "Кварц" в технологических процессах строительства и эксплуатации скважин /Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 8. - С. 130-132. //Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Хаминов Н.И., Старов О.Е. и др.

12. Микробиологический метод увеличения нефтеотдачи пластов на основе активного ила биологических очистных сооружений / Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С. 48-50. //Котенев Ю.А., Загидуллина Л.Н., Андреев В.Е., Зобов П.М., Кондрашев О.Ф., Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Назмиев И.М.

13. Совершенствование методики прогнозирования продуктивности терригенных коллекторов по данным геофизических исследований скважин / Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 10. - С. 54-57. // Дубровский В.С., Нуретдинов Я.К., Аглиуллин М.Я., Хусаинов В.М., Салихов М.М., Хаминов Н.И.

14. Решение проблем заканчивания и эксплуатации скважин в аномальных термодинамических условиях // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 5. - С. 104-108. //Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С., Дубровский В.С., Хусаинов В.М., Хаминов Н.И. и др.

15. Выработка запасов нефти локальных участков залежей системой горизонтально-разветвленных скважин /Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 7. - С. 58-59. //Назимов Н.А., Хаминов Н.И., Ахметзянов ...