Комплесное многоуровневое планирование применения третичных методов увеличения нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Комплесное многоуровневое планирование применения третичных методов увеличения нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти

Абызбаев Ибрагим Измаилович

Уфа 2008

Работа выполнена в Центре химической механики нефти

Академии наук Республики Башкортостан (ЦХИМН АН РБ)

Научный консультант : - доктор технических наук , профессор

Андреев Вадим Евгеньевич

Официальные оппоненты: - доктор физико-математических наук,

Профессор Фёдоров Константин Михайлович

доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

доктор технических наук, профессор Ямалетдинова Клара Шаиховна

Ведущее предприятие - Общество с ограниченной ответственностью

«Башгеопроект»

Защита диссертации состоится 26 сентября 2008 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Автореферат разослан 25 августа 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук Л.П. Худякова

Актуальность темы исследований. В настоящее время в нефтегазодобывающем комплексе России большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки. Проблемы увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) нефти в настоящее время весьма актуальны, в том числе и для месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири, где удельный вес этих запасов составляет соответственно около 90 и 60 %.

По объектам разработки накоплен значительный объем материалов по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи. Использование ряда технологий повышения нефтеотдачи зачастую малоуспешно, что в значительной мере обусловлено недостаточной адаптацией методов к конкретным геолого-промысловым условиям. В свете назревшей необходимости их рационального применения возникла задача проведения структуризации, выявления геолого-технологической приуроченности и совершенствования систем рациональной выработки остаточных запасов нефти.

Коэффициент успешности проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта составляет лишь 30-80 % по различным объектам, а в половине скважин затраты, связанные с проведением воздействия, не окупаются дополнительно добытой нефтью. Причины могут быть следующими:

1) разработанные технологии проведения обработок не учитывают всех особенностей механизма воздействия на продуктивный пласт;

2)_низкий уровень геолого-технологического сопровождения технологий.

Значительный резерв повышения эффективности заключается
в научно обоснованном выборе соответствующих технологий и разработке общей стратегии планирования применения методов воздействия на пласт.

Цель работы: Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений на основе комплекса обобщенных геолого-технологических, гидродинамических
и статистических критериев и методик выбора технологий освоения ТрИЗ c применением гидродинамических, физических, химических и микробиологических МУН.

Основные задачи исследований

В процессе исследовательской работы решались следующие задачи:

Провести структуризацию и дифференциацию трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений исследуемых регионов.

Выполнить множественную идентификацию и классификацию рассматриваемых объектов разработки с помощью методов главных компонент (ГК) и искусственных нейронных сетей (ИНС). Сравнить результаты обеих классификаций и установить наиболее эффективные МУН по выделенным группам объектов.

Разработать методику использования результатов гидродинамических исследований скважин (ГДИС) для выбора МУН в конкретных геолого-промысловых условиях.

Создать совмещенный комплексный критерий выбора технологий освоения ТрИЗ. трудноизвлекаемый нефть месторождение

Разработать и провести качественный анализ гидродинамических моделей фильтрации растворов химреагентов для объектов с водонефтяными зонами (ВНЗ), высоковязкими нефтями и низкопроницаемыми коллекторами.

Выполнить множественную идентификацию и классификацию очагов воздействия с помощью статистических методов и данных ГДИС установить наиболее эффективные МУН дифференцированно по выделенным группам очагов воздействия.

На основе предложенных методик промоделировать применение методов воздействия на отдельные классы ТрИЗ (ВНЗ, высоковязкие нефти, низкопроницаемые и карбонатные коллекторы) и предложить для них конкретные МУН.

Методы исследований

Представленные в работе задачи решались путем обобщения опыта разработки большой группы нефтяных месторождений двух крупнейших нефтегазоносных провинций РФ. Методологической основой является комплексный анализ геолого-промысловых данных, учитывающий особенности разработки залежей с ТрИЗ нефти в условиях реализации современных МУН. Полученные результаты и научные выводы основаны на комплексе промысловых, математических (подземной гидродинамики), статистических методов анализа, методе искусственных нейронных сетей, анализе данных гидродинамических исследований скважин.

Научная новизна

1. Впервые проведены сравнительная классификация объектов разработки месторождений Волго-Уральской и Западно-Сибирской НГП методами главных компонент и искусственных нейронных сетей.

2. Впервые выполнена классификация очагов воздействия МУН месторождений Республики Башкортостан статистическими методами с привлечением данных ГДИС.

3. Предложена методика совместного применения методов ГК, ИНС и экспертных оценок для оптимального выбора методов воздействия на ТрИЗ.

4. На основе статистического и гидродинамического моделирования определены геологические и технологические факторы, влияющие на эффективность использования на месторождениях рассмотренных регионов вторичных и третичных МУН.

5. В результате анализа геолого-промысловых данных ГДИС определены геологические критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи и выбора оптимальной технологии для конкретной залежи нефти.

6. На основании математического моделирования разработки обширных водонефтяных зон установлены геолого-технологические особенности применения в них МУН. Предложены методы повышения эффективности выработки объектов.

7. Предложены конкретные методы воздействия на отдельные классы ТРиЗ с учетом разработанных методик и общей стратегии планирования применения МУН.

Основные защищаемые положения

1. Классификация объектов воздействия статистическими методами с использованием данных гидродинамических исследований скважин и анализа эффективности технологий ПНП по выделенным группам объектов.

2. Методика оптимального подбора усовершенствованных методов воздействия на очаги скважин, приуроченных к залежам с трудноизвлекаемыми запасами нефти, основанная на комплексном статистическом анализе.

3. Результаты анализа гидродинамического моделирования процесса вытеснения нефти потокоотклоняющими реагентами.

4. Методика выбора технологий воздействия для отдельных скважин с использованием данных гидродинамических нестационарных исследований.

5. Новые технологии повышения нефтеотдачи с применением химических методов воздействия на пласты.

Практическая ценность и внедрение результатов работы Результаты теоретических и опытно-промышленных исследований, разработанные методологические подходы геолого-статистические
и гидродинамические модели, новые технологии прошли апробацию
в промышленном масштабе на месторождениях с различными геолого-физическими условиями Волго-Уральской (Республика Башкортостан -- ОАО АНК «Башнефть») и Западно-Сибирской (ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь») нефтегазоносной провинции.

Осуществлен подбор технологий ОАО АНК «Башнефть» и ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» к конкретным геолого-промысловым условиям Арланского, Гарного, Манчаровского, Южно-Ягунского и др. месторождений. Разработана и внедрена новая технология, адаптированная к конкретным условиям, с использованием реагентов на основе полимера и глины.

Классификация объектов воздействия статистическими методами
с использованием данных гидродинамических исследований скважин
и анализ эффективности технологий ПНП по выделенным группам объектов использовались при подборе технологий для месторождений северо-запада Башкирии, Южно-Ягунского и Дружного месторождений Западной Сибири.

По результатам исследований разработаны и внедрены 5 методик
и 5 стандартов предприятий ОАО АНК «Башнефть» и ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь». На основе приведенных методик предложены конкретные методы воздействия на низкопроницаемые коллекторы и водонефтяные зоны месторождений рассмотренных регионов.

В промышленных масштабах обоснованы, адаптированы к конкретным геолого-физическим условиям технологии на Арланском, Шкаповском, Воядинском, Игровском, Орьебашевском, Манчаровском, Четырманском, Саузбашевском, Крещено-Булякском, Таймурзинском, Южно-Ягунском, Дружном, Ватьеганском, Грибном месторождениях. Технологическая эффективность от внедрения технологий за период 1999-2007 годов составила:

ОАО «АНК«Башнефть» -- 69 тыс. т.

ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь» -- 48 тыс. т.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы апробированы на научно-технических совещаниях АНК ОАО «АНК«Башнефть» (2000-2006 гг.), ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь» (2003-2006 гг.), Всероссийской научно-практической конференции «Уралэкология. Природные ресурсы - 2005». Министерство природных ресурсов Республики Башкортостан, Уфа-Москва; научно-практической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». ОАО СИБНИИНП.- Тюмень, 2000. VI конгресса нефтепромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов». КМ РБ, АН РБ.- Уфа, 2005.- С. 61-62.; научно-практической конференции VIII Междуна-родной выставки «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения». ОАО «Татнефть»; научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти. ОАО ”АНК ”Башнефть” «Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли».- Уфа, 2002; научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти, г. Ишимбай, 15-16 мая 2002 г. Т.I. ОАО ”АНК ”Башнефть”.- Уфа, 2002; IV конгресса нефтегазопромышленников России “Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений”. КМ РБ.- Уфа, 2003; научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами» от 4-5 ноября 2003 г., КМ Удмуртии; научно-практической конференции, посвященной 60-летию девонской нефти, 4-5 авг. 2004 г., ОАО «АНК«Башнефть» - г. Октябрьский, 2004.; XIV Международной специализированной выставки "Газ, нефть, технологии - 2006" 23-26 мая 2006 г. «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». ТРАСТЭК.- Уфа, 2006; региональной научно-методической конференции «Формирование профессиональной компетенции специалистов. Теория, диагностика, технологии». Оренбургский госуниверситет - Оренбург, 2006; Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», 18-19 сентября 2007 г., ОАО «ВНИИнефть», Москва, 2007.

Личный вклад

В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, научное руководство и непосредственное участие во всех видах исследований. В проведении промысловых работ и обобщении их результатов, в получении научных выводов и рекомендаций.

Автор выражает глубокую благодарность профессору Андрееву В.Е. под влиянием которого сформировались направления научных исследований, научному сотруднику к.т.н. Гафурову О.Г. и профессору, д.т.н. Алмаеву Р.Х., плодотворная работа с которыми способствовала становлению и развитию идей, положенных в основу работы, коллективу научных сотрудников института Башнипинефть и ДООО «Геопроект», Центру химической механики нефти АН РБ, а также специалистам инженерно-геологических служб нефтегазодобывающих предприятий за большую помощь при совместном внедрении результатов работы.

Публикации

Основные положения диссертационной работы освещены в 66 печатных работах, в том числе; в 10 статьях, опубликованных
в изданиях входящих в перечень ВАК; 1 монографии; 11 патентах
и авторских свидетельствах.

Объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 382 страницы текста, 171 рисунок и 51 таблицу, список использованных источников насчитывает 158 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, цель и основные задачи исследований, научная новизна, практическая значимость и апробация работы.

Задача повышения нефтеотдачи и способы ее решения формулировалась и описывалась отечественными и зарубежными авторами: Сургучевым М.Л., М. Маскетом, Р. Дентоном, И.А. Чарным, Ю.П. Желтовым, Ю.А. Поддубным, И.А. Сидоровым, Г.Б. Пыхачевым, И.Н. Щелкочевым, А.Т. Горбуновым, А.А. Боксерманом, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.А. Бабаляном, Л.Е. Ленченковой, Р.Х. Алмаевым, А.Ш. Газизовым, Н.И. Хисамутдиновым, Г.З. Ибрагимовым, А.Г. Телиным, В.Е. Андреевым, Ю.А. Котеневым, Н.Ш. Хайрединовым, Р.Х.Гильмановой, Т.А. Исмагиловым и многими другими.

Проблемам геологического обоснования и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, в том числе
с применением прогрессивных технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов посвящены многочисленные работы отечественных исследователей: Амелина И.Д., Аширова К.Б., Борисова Ю.П., Горбунова А.Т., Крылова А.П., Мирзаджанзаде А.Х., Пермякова И.Г., Сатарова М.М., Султанова С.А., Хайрединова Н.Ш. и др.

Проблемам эксплуатации водонефтяных зон и залежей нефти с подошвенной водой применительно к условиям их разработки посвящены работы К.Б.Аширова, Б.Т. Баишева, М.А. Жданова, В.Л. Комарова, А.А. Малоярославцева, Р.Х. Муслимова, Б.М. Орлинского, И.Г. Пермякова и др.

Вопросам гидродинамических исследований скважин посвящены работы И.А. Чарного, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, Р. Дайеса, Д. Миллера, А. Хатчинсона и т.д.

В первой главе приведены существующие классификации и структуры трудноизвлекаемых запасов. Выполнен анализ статистических и гидродинамических моделей, описывающих поведение залежей во время их разработки.

Рассмотрены вопросы группирования объектов разработки
с использованием метода главных компонент, искусственных нейронных сетей, экспертного метода подбора технологий и методы ассоциативного многофакторного корреляционного анализа.

Указанные методы группирования для нас интересны тем, что позволяют осуществить более целенаправленный и действительный подход к выбору геолого-статистических моделей для различных совокупностей исследуемых месторождений в плане планирования применения на них третичных МУН.

Рассматриваются вопросы развития детерминированных моделей для прогнозирования МУН. Приведен анализ гидродинамических моделей, используемых для физико-химических процессов, проходящих в пласте. В настоящее время создано множество моделей процесса заводнения, позволяющих прогнозировать показатели разработки нефтяных месторождений. В то же время показано, что необходимо построение моделей для расчета и оптимизации параметров потокоотклоняющих технологий с использованием эмульсионных и гелеобразующих композиций, как основных технологий, регулирующих процесс заводнения.

Согласно классификации, к категории ТрИЗ относятся запасы нефти месторождений со следующими геолого-физическими и физико-химическими характеристиками пластовых систем:

залежи нефти в карбонатных коллекторах;

залежи нефти в низкопроницаемых (проницаемость менее 0,05 -0,20 мкм2) низкопродуктивных, терригенных коллекторах .

залежи нефти, приуроченные к неоднородным слоистым терригенным коллектором, характеризующиеся малыми нефтенасыщенными толщинами (менее 1,5-2,0 м),

залежи высоковязких нефтей (с вязкостью более 30-50 мПа*с);

запасы нефти в водонефтяных зонах;

остаточные запасы нефти в обводненных залежах на средней и поздней стадиях разработки;

залежи нефти с начально-неоднородным и пониженным нефтенасыщением коллекторов.

Предложена методика многоуровневого планирования применения третичных МУН, включающая в себя следующие основные этапы:

классификация объектов с использованием МГК и МНС;

выбор объектов - полигонов (центров группирования);

определение удаления объектов от полигонов;

ранжирование и регуляризация удалений;

экспертная оценка на соответствие геолого-промысловых условий объектов критериям применения МУН;

выбор скважин для реализации технологий с достижением вероятно большего эффекта с применением метода моментов, регрессионного анализа данных нестационарных ГДИС.

Во второй главе проведен геолого-статистический анализ

разработки месторождений Западной Сибири и Башкортостана.

Метод главных компонент (МГК) используется для определения по ковариационной матрице собственных значений, собственных векторов и координат для компонент, из которых определяются главные. Метод позволяет группировать объекты со сходными геолого-промысловыми параметрами, что позволяет затем определять какие из методов воздействия эффективны по группам.

Искусственные нейронные сети (ИНС) строятся по принципам организации и функционирования их биологических аналогов. Они способны решать широкий круг задач распознавания образов, идентификации, прогнозирования, оптимизации, управления сложными объектами. Задача состоит в указании принадлежности входного образа, представленного вектором признаков, одному или нескольким предварительно этим же методом определенным классам. Показано, что требуется адаптация метода для рассмотрения задач классификации объектов эксплуатации.

Анализировался информационный массив из 491 залежей ОАО АНК «Башнефть» и 77 объектов ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» по 23 основным параметрам.

В результате группирования методом главных компонент в координатах Z2-Z3 выделено 4 группы со сходными геолого-физическими параметрами внутри групп ( рис. 1) для условий Западной Сибири.

На рисунке 1 представлены результаты группирования.

Рисунок 1 - Распределение объектов «Сибирской» матрицы

в осях главных компонент

Многокомпонентный анализ с применением метода главных компонент позволил произвести группирование залежей нефти по их меткам на плоскостях главных компонент. Первые три главных компонента объясняют 70 % всех дисперсий значений геолого-промысловых параметров.

Используя МГК, удалось произвести разбиение исследуемых объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» на 4 группы, в то время как следующий метод статистического анализа (МНС) дал разбиение на 6 групп. Так, группу объектов с ТРиЗ с наименьшей выработкой, приуроченную к слабопроницаемым пластам и ВНЗ МГК, воспринял как один объект, тогда как метод ИНС (см. далее) выделил дополнительно три группы (с малой, средней и большой площадями ВНЗ). По-видимому, большая точность по определению групп метода ИНС связана с более гибким механизмом функционирования существующих схем настроек и обучения нейронных сетей по сравнению с простым статистическим сжатием многомерного пространства классификационных признаков. Во втором методе определяются веса соответствующей функции (синапса) каждого нейрона и самонастройка всей сети. В первом же методе в уравнениях весовые функции определяются жестко из матрицы, т.е. по факту без применения адаптационной процедуры.

В качестве исходной конфигурации выбрана многослойная нейронная сеть с последовательными связями. Сеть состоит из трех слоев. Внешние сигналы подаются снизу, на входы нейронов входного слоя, а выходами сети являются выходные сигналы последнего слоя. Кроме входного и выходного в сети в середине есть один скрытый слой.

Перед обучением задается тестовое множество примеров из общей совокупности обучающих примеров, на которых будут основываться оценки предсказательных свойств обученной нейронной сети. При этом задается размер и характер обучающей выборки.

С использованием МГК исследуемые объекты разработки АНК «Башнефть» удалось разбить на 5 групп, в то время как следующий метод статистического анализа (МНС) позволил выделить 6 групп. Так, группу объектов залежей с ТРиЗ с малыми нефтенасыщенными толщинами МГК воспринял как один объект, тогда как ИНС выделил дополнительно еще одну группу (с повышенной вязкостью около 35-40мПа*с).

Приводятся графики влияния факторов (гистограмма факторов) на эффективность применения физико-химического воздействия на пласт.

Результаты, полученные по «Башкирской» матрице, отличаются по соотношениям от результатов «Сибирской» матрицы. Определяющим фактором, влияющим на дополнительную добычу нефти по месторождениям РБ, является накопленный водонефтяной фактор. На втором месте оказались такие факторы, как коэффициент использования извлекаемых запасов и текущая обводненность, связанные с первым параметром - накопленным водонефтяным фактором. Из опыта известно, что одним из условий применения практически любой технологии повышения нефтеотдачи является обводненность продукции на участке воздействия. Высока роль коэффициента расчлененности, количества прокачанных поровых объемов.

Для «Сибирской» матрицы высокой оказалась роль таких факторов, как коэффициент проницаемости, вязкость нефти, коэффициенты песчанистости, расчлененности и текущая обводненность.

Таким образом, сопоставление геологических условий и перенос опыта разработки для месторождений обоих регионов представляют определенные трудности из-за различий геолого-физических свойств пластов и способов эксплуатации залежей.

Определяющими для успешной обработки являются знания о конкретных участках и механизмах воздействия, основанные на математическом, статистическом моделировании и изучении особенностей поведения залежей и отдельных скважин.

В третьей главе рассмотрены вопросы выбора и обоснования технологии воздействия на низкопродуктивные пласты.

Геометрическая интерпретация классификации залежей позволяет осуществить подбор эффективных технологий. Рассмотрим два случая применения для этого МГК.

Случай первый - когда на плоскости главных компонент выделяется группа залежей, локально обособленная и включающая залежи, на которых эффективно внедряются МУН. Для каждой группы определяется его “центр”, или залежь, находящаяся в геометрическом центре группы и обозначаются все залежи, на которых внедрялись МУН. Чем ближе к этому центру находится залежь, на которой был получен положительный результат от технологии, тем выше вероятность успешного внедрения данной технологии на залежах, группирующихся вокруг этого центра.

Во втором случае, если залежи нефти, для которых ведутся поиски эффективной технологии воздействия на пласт, находятся на относительно большом расстоянии от центра группы, то решается вопрос, в зону действия какого МУН попадает данная залежь.

С этой целью проводится экспертный анализ эффективности всех технологий в каждой группе и фиксируются залежи, на которых были получены высокие результаты.

Впервые с помощью метода ИНС решалась задача прогнозирования эффективности осадкогелеобразующих технологий (ОГОТ) по геолого-физическим и промысловым показателям объектов воздействия. Были рассмотрены 100 участков и очагов, на которых применялись ОГОТ.

По результатам расчета сначала строилась двумерная карта Кохонена. Затем реализовывалась процедура обучения. Кластеризация в процессе обучения была проведена по 5 интервалам дополнительной добычи.

Расчеты ведутся с помощью стандартного пакета МАТLАВ 6.5.,
в котором функция net =ntwsom(…) формирует многомерную карту Кохонена с 15 функциями взвешивания.

Проводится процедура обучения. Строится двумерная карта Кохокена. Строятся входные векторы с их отображениями, которые реализуются весами SOM.

В процессе экзамена по 20 очагам самоорганизующая карта Кохонена выполнила кластеризацию.

Например, объект БС10/2-3 Тевл.-Русскинское попадает в 5 кластер с вероятной дополнительной добычей 2400 - 3000 т нефти. В результате применения технологии “РИТИН” на скважине № 593 дополнительная добыча нефти составила 2830 т.

Во втором случае, объект Ватьеганское (БВ1) № 4588 попал в кластер с дополнительной добычей 0-600 т. В результате применения технологии СПС (сшитые полимерные системы) на скважине № 4588 дополнительная добыча составила 530 т.

Экспертный метод подбора технологий воздействия, который основывается на использовании геолого-физических и промысловых параметров участка воздействия, геолого-промысловых условий эффективного применения каждой технологии и экспертной оценке степени влияния геолого-промысловых факторов на технологический эффект от применения технологии (доля участия каждого параметра в эффекте) позволяет в итоге уточнить процедуру подбора технологии МУН.

Разработана компьютерная программа для автоматизированной

реализации экспертного метода (рис. 2).

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Для выполнения подбора необходимым условием является наличие базы данных, которая содержит следующую информацию:

- технологии и условия их эффективного применения;

- геолого-промысловые данные участка воздействия;

- промысловые условия применения технологии, включая требования НГДУ.

Метод реализуется следующим образом. Вводятся геолого-физические и промысловые данные участка воздействия. Исходя из введенных данных, программа подбирает те технологии из базы данных, которые удовлетворяют геолого-физическим данным выбранного участка воздействия и требованиям НГДУ. Далее, для получившегося списка подходящих технологий рассчитываются вероятности достижения максимального эффекта.

Таким образом, используя разработанную методику и программную реализацию автоматизированного подбора технологий, можно подобрать наиболее эффективный метод воздействия на продуктивный пласт выбранного участка.

Далее разработана методика ранговой классификации по предложенным методам анализа с целью подбора технологии. В качестве критерия применимости технологии к объекту берется его близость от объекта-полигона в МГК или объекта-центра кластера в МНС.

Для получения количественных оценок использовался эмпирический коэффициент регрессии прогнозов U.

Для этого вычисляют значения удалений прогнозируемых точек от центров (наиболее эффективных технологий на объектах), таким образом, что удаление по МГК от эффективной точки будет считаться расстоянием |G*-Gi| близости объекта от оптимальных условий для технологии по группе. В случае метода ИНС это будет |R* - Ri|- удаление от центра кластера.

Заменим значения |G*-Gi| и |R* - Ri| - их рангами, так что наименьшим значениям соответствует большая дополнительная добыча нефти.

Затем, умножая ранги трех критериев, получили совмещённый критерий подбора технологий. Чем он больше, тем больше вероятность, что данная технология будет эффективной. При этом ранжируются только значения внутри каждой технологии.

В этой же главе рассматривались вопросы моделирования применения осадкогелеобразующих технологий. В частности, при моделировании воздействия на низкопродуктивные пропластки слоисто-неоднородного пласта приводится система уравнений, описывающих процесс вытеснения нефти водным раствором химреагента (композицией химреагентов) в плоскости вертикального сечения. Решение системы уравнений осуществляется численно методом конечных разностей с использованием консервативных разностных схем сквозного счета и применением метода, основанного на раздельном определении давления и насыщенности в пределах каждого временного слоя.

Для решения общей задачи сначала численно решается двумерная задача в плоскости вертикального сечения с учетом слоистой неоднородности пласта по толщине. На основании полученного численного решения для ряда сечений пласта строятся осредненные по этим сечениям кривые фазовых проницаемостей в зависимости от средних по соответствующим сечениям значений нефтенасыщенности. Осредненные таким образом псевдофазовые проницаемости используются затем в двумерной плоской задаче.

В дальнейшем рассматривается численная реализация модельной задачи вытеснения нефти из пористой среды, представляющая собой два пропластка постоянной толщины, с разными значениями начальной и конечной нефтенасыщенности. Из приведенных схем следует, что это должно приводить к различной скорости фильтрации нефти и воды в них. Таким образом, в обоих пропластках меняются фильтрационные сопротивления, но в водоносной части они меняются больше, чем в нефтеносной, что приводит в конечном счете к дополнительной добыче нефти в результате воздействия. Следовательно, удается качественно смоделировать воздействие МУН на пласт, что является весьма полезным при прогнозировании поведения конкретных технологий. Получены зависимости показателей разработки от объема прокачанной жидкости.

Общий вид векторного уравнения неразрывности, используемого для математического описания процесса изотермического вытеснения нефти водными растворами химреагентов и их композиций, выглядит следующим образом:

(1)

Здесь индекс и i означает номер фазы (водной и нефтяной), j - номер компонента, m - пористость, - тензор коэффициента конвективной диффузии j-го компонента в i-й фазе, i, , Si, и qi - соответственно плотность, скорость фильтрации, насыщенность и плотность источников и стоков i-й фазы, Сij, ij и aij - cоответственно массовая доля, химический потенциал и адсорбция j-го компонента в i-й фазе, ij - коэффициент межфазного перетока j-го компонента между фазами и i.

Насыщенности фаз и массовые доли компонентов связаны следующими соотношениями:

(2)

Принимается, что для каждой из фаз выполнен обобщенный закон

Дарси

(3)

где - тензор абсолютной проницаемости, koi, i и pi - соответственно относительная фазовая проницаемость, вязкость и давление i-й фазы, g - ускорение силы тяжести, z - вертикальная координата.

В частности, при моделировании воздействия на низкопродуктивные пропластки слоисто-неоднородного пласта система уравнений, описывающих процесс вытеснения нефти водным раствором химреагента (композицией химреагентов) в плоскости вертикального сечения такого пласта, принимает вид:

где

x - горизонтальная координата, длина пласта равна L, 0 x L;

z - вертикальная координата, 0 z H;

y(x) - переменная ширина пласта;

m - пористость;

s - водонасыщенность;

- плотность источников (стоков);

- доля водной фазы в двухфазном потоке;

k, kH, kB - абсолютные и фазовые проницаемости для воды и нефти;

Н, В - вязкости нефти и воды;

R - фактор сопротивления при движении химраствора в пористой среде или остаточный фактор сопротивления для воды, движущейся после оторочки раствора;

рН, рВ - давление в фазах;

с - концентрация полимера в растворе;

а - количество адсорбированного полимера в расчете на единицу порового объема;

При известных зависимостях фазовых проницаемостей, давлений и фактора сопротивления от насыщенностей фаз и концентрации химреагента приведенная система уравнений является замкнутой.

Решение системы уравнений осуществляется численно методом конечных разностей с использованием консервативных разностных схем сквозного счета с использованием метода, основанного на раздельном определении давления и насыщенности в пределах каждого временного слоя.

В качестве примера рассмотрено осуществление технологии - совместная закачка полимера, жидкого стекла и глинистой суспензии на Южно-Ягунском нефтяном месторождении. При этом использовались реальные параметры объекта 2БС10.

Из приведенных выше систем уравнений следует, что это должно приводить к различной скорости фильтрации нефти и воды в них. Рассматриваются процессы с применением загустителей и без них.

На рис. 4, 5 приведены зависимости, полученные из численного решения систем уравнений для данного объекта воздействия.

1, 4 -- распределение без воздействия; 2, 3 -- распределение с воздействием

Рисунок 3 -- Распределение объемов прокачанной жидкости в пропластках с различной пористостью при закачке реагента

Рисунок 4 -- Распределение выработки пластов с различной пористо-стью при закачке реагента

Заметим, что это также согласуется с общими представлениями
о процессе. Таким образом, представляется возможным оценивать результаты воздействия на конкретные залежи.

В четвертой главе рассматривается задача интерпретации резуль-татов исследований скважин для решения промысловых задач при применении методов увеличения нефтеотдачи и проведении геолого-технических мероприятий. Оценка влияния на ёмкостно-фильтрационные свойства коллектора физико-химических методов воздействия на пласт обусловлена необходимостью уточнения механизма действия технологий в различных промысловых условиях, определения степени изменения гидропроводности пласта, зон выпадения осадка и т.д.

Регламентируется применение математического аппарата при интерпретации результатов нестационарных исследований скважин и

последовательность статистического анализа при выборе и обосновании метода воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Указанная методика успешно используется для обоснования осадкогеле- и эмульсеобразующих технологий для месторождений нефти Башкортостана, а также для оценки изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта при воздействии физико-химическими и микробиологическими методами увеличения нефтеотдачи.

Методика основана на результатах многочисленных исследований скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и методов воздействия на призабойную зону пласта (ОПЗ) на нефтяных месторождениях РБ. Обозначим: гидропроводности до и после закачки: А 1 и А 2:

где k1 , 2 - проницаемость до и после воздействия, мкм2;

h 1 , 2 - эффективная толщина пласта до и после воздействия, м; µ - вязкость фильтрующейся в пласте жидкости, мПа·с.

Пористость до закачки - m0 , после закачки - m , удельный объём осадка (отношения объёма осадка к объему нефтенасыщенных пород, охваченных воздействием) - b, тогда: m=m0-b. Полагая, что существует зависимость между пористостью и проницаемостью, воспользуемся формулой Минца Д.М.

и при h 1 = h 2 , получим зависимости:

где Vос - объём осажденного осадка в поровом пространстве - Vпор .

По кривым восстановления давления выделяем кольцевые зоны с радиусами R0, R1, R2 … Для каждой зоны определяем гидропроводность Аi пласта.

Проводились гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до и после воздействия на залежь. На преобразованной кривой в координатах «логарифм времени - давление на устье скважины» выделяются 3 прямолинейных участка (ближняя и средняя и дальняя зоны -- рис. 5, 6).

Рисунок 5 -- Кривая падения давления на скважине 2409 Манчаровского месторождения до воздействия технологией `КОГОР”

Рисунок 6 -- Кривая падения давления на скважине 2409 Манчаровского месторождения после воздействия технологией `КОГОР”

Судя по данным ГДИС (рисунок 7), существуют разные степени воздействия на пласт: жёсткие (КОГОР - комплексная осадкогелеобразующая), средние (Нефтенол, СЩР - силикатно-щелочная) и мягкие технологии (КХА - алюмохлорид, БКТ - биокомплексная, САИ - сухой активный ил). Рассмотрим зависимости А (отношение гидропроводностей до воздействия и после) от R (крайней границы изменения гидропроводности - R2). На рис. 7 представлены зависимости, свидетельствующие о глубинах проникновения реагента в зависимости от изменения состояния пласта в результате воздействия. Так, в результате воздействия технологией "КОГОР" проникновению реагента соответствует большее изменение гидропроводностей (подбирались технологии с одинаковыми объёмами продавочной жидкости). Приближаются к данной технологии по жёсткости технологии Нефтенол, СЩР и ЩПР - щелочно-полимерная (изменение А в 2-3 раза). Чуть меньше жёсткость технологии САИ. Изменение А в 1,5-2 раза и проникновение на большее расстояние (50-80 м) позволяет отнести к мягким технологии БКТ, КХА. Мягкие технологии направлены на извлечение нефти из удаленных зон и эффективность их прямо пропорциональна глубине проникновения (и сбора большего количества нефти с большего объёма пласта). Ситуация с жёсткими технологиями прямо противоположна, поскольку они воздействуют на ближайшую к скважине зону, непосредственно увеличивая охват заводнением в сильно неоднородных пропластках.

Таким образом:

- предложена методика определения радиуса выпадения закачиваемого осадка при физико-химическом воздействии на пласт;

- установлена зависимость эффективности технологии в зависимости от неоднородности пласта. В качестве количественной оценки критериев неоднородности выбран метод моментов;

- на основе предложенной методики получены зависимости отношений гидропроводностей до и после воздействия различными реагентами от глубины проникновения их в пласт;

Рисунок 7 -- Зависимость изменения гидропроводностей до

и после воздействия от глубины проникновения различных реагентов

Анализ более сотни кривых падения давления приводит к обобщающим зависимостям и результатам, приведенным в диссертационной работе. С данных позиций рассматриваются исследование скважин, дренирующих трещиновато-пористый коллектор, при неустановившемся режиме фильтрации. Разрабатывается алгоритм многомерного статистического анализа при оптимизации и прогнозе эффективности комплексных обработок скважин карбонатных и терригенных коллекторов месторождений АНК «Башнефть» совместно с анализом данных нестационарных исследований скважин.

Классификация объектов проводится в целях выявления сходных (“родственных”) по большинству геолого-технологических признаков групп объектов, обусловливающих определенные показатели эффективности обработок, включая данные, получаемые при исследовании скважин. Матрицы были составлены по данным обработок, проводимых в 1998-2000 гг., и разделяются на две разновидности: первая - “КЗД (кислота замедленного действия)+алюмохлорид” и вторая, по комплексному воздействию, - “виброволновое воздействие + КЗД” (“ВВВ+КЗД”), объединяющая скважины, обработанные виброволновым воздействием в сочетании с КЗД, “Нефрас”, пенным воздействием. Первая матрица включает наблюдения по 84 скважинам, вторая - по 56 скважинам.

К выходным параметрам относятся дополнительная добыча нефти - dQn, т; продолжительность эффекта - Teff; сут; изменение коэффициента продуктивности - dKprod, т/с/ат; изменение обводненности продукции скважин - dfv, %.

К входным параметрам карбонатных коллекторов относятся: глубина кровли продуктивного пласта - Hk, м; удельные текущие геологические запасы на скважину - Qi; расчлененность разреза скважины - Kras, ед.; пластовое давление до проведения мероприятия - Ppl, атм.; давление на забое до проведения мероприятия - Pz, атм.; коэффициент продуктивности до проведения мероприятия - Kprod(1), т/с/ат.; дебит по нефти до проведения мероприятия - qn(1), т/сут.; обводненность продукции скважины до проведения мероприятия - fv(1), %; дебит по жидкости до проведения мероприятия - qz(1), м3/сут; время работы скважины - Trab, сут; объем реагента - Vreag, м3; время реакции - Treak, часы; концентрация раствора - Crast, % (только для второй матрицы) и параметры, определяемые по данным гидродинамических исследований: гидропроводность - kh/µ,(Д·см)/сП; пьезопроводность, деленная на квадрат приведенного радиуса - ч/rc2,с-1; линейный размер блока - ж, см; время запаздывания в трещинах по сравнению с блоками - ф, с; б - коэффициент, характеризующий обмен жидкостью между блоками и трещинами, безр., плотность трещиноватости - Т, 1/см.

По терригенным коллекторам параметры, определяемые по данным гидродинамических исследований: гидропроводность - kh/µ,(Д·см)/сП; пьезопроводность, деленная на квадрат приведенного радиуса - ч/rc2,с-1; критерий неоднородности - Д, см.

Множественный линейный регрессионный анализ, проведенный по данным матриц, позволил получить ряд моделей по прогнозу показателей эффективности. По первой матрице ““КОГОР” ” получено две статистически значимые модели: по прогнозу дополнительной добычи нефти и прогнозу изменения коэффициента продуктивности.

Таким образом, по анализу данных нестационарных исследований скважин: 1) разработана методика определения количества выпавшего осадка при физико-химическом воздействии на пласт - в зависимости от расстояния от нагнетательной скважины; 2) на основе предложенной методики, выявлены зависимости отношений гидропроводностей до и после воздействия - от проникновения реагента в пласт; 3) показано, что использование методов многомерного статистического анализа одновременно с данными гидродинамических исследований скважин дает возможность прогноза воздействия на скважинах по данным кривых падения и восстановления давлений.

В пятой главе на основе предложенной методики оценки близости параметров объекта воздействия к параметрам объекта-полигона обосновываются наиболее эффективные технологии для месторождений Башкортостана и Западной Сибири. При этом используется разработанный ранее аппарат ранговой классификации и рассматриваются с данных позиций основные типы малопродуктивных залежей: низкопроницаемые, высоковязкие, малотолщинные, водонефтяные зоны, залежи нефти с начально-неоднородным коллектором. Предлагается наиболее эффективные технологии модифицировать (например, добавками в раствор реагентов для стабилизации эмульсий ) и затем применять их на практике. В случае более успешного результата рекомендуется применять технологию дальше на ближайших объектах. Разработана на данной основе технология ПЖСГС ( полимер + жидкое стекло + глинистая суспензия ). При этом применительно к разработке залежей Западной Сибири рассматриваются технологии гидроразрыва, кислотных обработок, перспективы применения к условиям ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» закачки выcокоминерализованной пластовой воды

Для объектов с низкопроницаемыми коллекторами наиболее эффективными технологиями являются кислотные обработки скважин и гидравлический разрыв пласта, а для объектов с ВНЗ - применение сшитых полимерных систем и технология акустической реабилитации скважин и пласта, что показано на примере конкретных месторождений - Вать-Еганское и Тевлино-Русскинское.

Форсирование отбора жидкости после появления воды в скважинах бесконтактных полей и зон ВНЗ с коэффициентом анизотропии больше 5, выделенных в самостоятельные объекты, эффективно во всех стадиях разработки. Скважины, оказавшиеся в контактных полях с низкой анизотропией пласта (1-2), вступающими в эксплуатацию сразу же с обводненностью 80-90 %, рекомендуется переводить в нагнетательные или контрольные в зависимости от местонахождения на площади ВНЗ. Скважины, вскрывшие пласты с коэффициентом анизотропии 2-5, могут дать как положительные, так и отрицательные результаты. Факторами, ограничивающими применение форсированного отбора жидкости, являются близкое расположение добывающих скважин к нагнетательным.

Применительно к прогнозированию эффективности применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи разрабатывается ранговая корреляция для оценки влияния «закачка - отбор нефти», «отбор нефти - первая производная отбора жидкости» и т.д.

Рассматриваются применения технологий на объектах, близких к объектам-полигонам, и прогнозируется их успешность на тех или иных объектах дальнейшего воздействия.

Затем применяется экспертный метод и подбор по ГДИС.

Коррекция технологий осуществляется (по данным КПД) добавлением в состав известных технологий тех или иных смягчающих или усиливающих влияние компонентов. В результате происходит вовлечение в разработку новых остаточных запасов нефти. На все подобранные таким способом технологии получены патенты и авторские свидетельства [57-67].

Осуществлено воздействие технологией ПЖСГС на Старцевском месторождении РБ (скв. № 263, 6118, ТТНК). Основной результат применения технологии - снижение обводненности продукции скважин регулированием процесса вытеснения за счёт образования осадка в обводненных коллекторах. Применение данной технологии совместно с полимером усиливает эффект ограничения подвижности закачиваемой воды в добывающие скважины.

В работе приведен анализ технологической эффективности применения ПЖСГС в очаге скв. № 5328. После проведения ОПР приемистость нагнетательной скв. № 5328 снизилась на 2,0 %, обводненность продукции по добывающим скважинам снизилась на 8,6 %. Также отмечается рост дебитов нефти от 10,4 до 32,8 т/сут. Дополнительно добыто нефти за 4 месяца 4137 т. Эффект продолжается.

По очагу скв. № 263, 6118 дебиты по нефти возросли в 1,61 раза. Обводненность добывающих скважин снизилась на 14,3 %. Дополнительная добыча нефти составила за 4 месяца 7401 т. Эффект продолжается.

Дополнительная добыча нефти на 01.01.02 составила по Гарному месторождению 5567 т, по Старцевскому - 11567 т. Итого от применения технологии ПЖСГС в 2001 году суммарный эффект составил 17153 т.

Таким образом, подобранным по геологическим условиям технологиям по предложенной автором методики технология воздействия дают высокий эффект.

Данная технология применена также в условиях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» на отдельных участках Южно-Ягунского нефтяного месторождения, которые были выбраны по предложенной автором методике. Суммарный эффект от воздействия на участках составил 48 тыс. т.

По приведенной методике подбора объектов с целью повышения нефтеотдачи в АНК «Башнефть» применялись несколько технологий, сравнительный анализ эффективности которых приведен в таблице.

	Сравнительный анализ эффективности предлагаемых технологий
№	Технология	Реализация	Объект - полигон	Дополнительная добыча нефти, тыс. т/ обр
1	ПЖСГС - Полимер, Жидкое стекло, Глинистая суспензия	Закачкой в нагнетательные скважины композиции жидкого стекла с добавками	Арланское С - II	6,8
2	ГСКДЖ - Гивпан, Соляная кислота, Дистиллерная ж-ть	Закачка на месторождениях со слабой минерализацией пластовой воды	Сергеевское Д - 1	3,2
3	ВСиЖД Высокоэффективное Селективное Изол.+ Дистиллерно-жидкост - е воз-е	Закачка на месторождениях с большой приемистостью	Манчаровское С-III	3, 1
4	Нефтенол НЗБ + Алюмохлорид	Для закачки на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки обводнённостью добываемой жидкости 50 - 95%	Туймазинское DIII	6,6
5	Нефтенол НЗБ + Синтетический латекс + жидкий углеводород	Для селективного регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта за счет образования гелей во всем объеме водонаыщенной части пласта	Четырманское , Верейский	5, 7
6	Нефтенол НЗБ + Деэмульгатор+ Углеводородный растворитель	Закачка состава позволяет регулировать гидрофильно-липофильный состав системы, что способствует улучшению реологических свойств микроэмульсионной композиции при закачке	Саитовское С-2	4,6

Основные результаты исследований

1 Проведена структуризация трудноизвлекаемых запасов нефти применительно к условиям нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», максимально адаптированная к решению практических производственных задач и позволяющая повысить адресность воздействия на выделенные группы ТрИЗ.

2 Предложены методы подбора технологий повышения нефтеотдачи пластов для конкретных геолого-промысловых условий, основанные на аппаратах статистической оценки множественной близости факторов (метод главных компонент); современных методов имитации процессов и явлений, используемых для задач классификации и управления (метод нейронных сетей); близости геолого-промысловых параметров объектов воздействия оптимальным условиям применения технологий (вероятность достижения максимального эффекта).

Выполнено группирование исследуемых объектов по первым двум методам, в результате чего установлено, что метод нейронных сетей производит группирование более точно (большее число групп с близкими характеристиками).

3 На основе предложенного совмещенного критерия, основанного на ранговой классификации оценок по различным статистическим методам, дифференцированно проведен подбор наиболее эффективных технологий воздействия на пласт по выделенным группам объектов. Показано, что при использовании эмпирического коэффициента регрессии прогнозов значительно повышается степень достоверности выбора метода увеличения нефтеотдачи для конкретных геолого-технологических условий.

4 В результате математического моделирования применения физико-химических МУН в низкопроницаемых коллекторах и ВНЗ, в том числе осадкообразующих технологий, выявлены основные механизмы, приводящие к увеличению коэффициента извлечения нефти в данных технологиях: селективность воздействия, выравнивание фронта вытеснения и увеличение охвата пласта.

5 Разработанные методы интерпретации данных гидродинамических исследований скважин (КВД и КПД) при воздействии на пласт физико-химическими технологиями позволяют оценить область и степень изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта в результате воздействия, что необходимо для уточнения механизма действия технологий и выбора наиболее эффективной из них.

6 На примере конкретных месторождений - Вать-Еганское и Тевлино-Русскинское - продемонстрированы результаты выбора и обоснования технологий освоения ТрИЗ, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам и водонефтяным зонам. Установлено, что для объектов с низкопроницаемыми коллекторами наиболее эффективными технологиями являются кислотные обработки скважин и гидравлический разрыв пласта, а для объектов с ВНЗ - применение сшитых полимерных систем и технология акустической реабилитации скважин и пласта.

7 Разработана методика выбора объектов воздействия, соответствующих оптимальным условиям применения технологий (вероятность достижения максимального эффекта) на основе методов ранговой статистики и интегрированного критерия Д. Проанализированы с использованием разработанного метода наиболее часто применяемые технологии разработки залежей с ТрИЗ Республики Башкортостан.

8 Проведены адаптация и внедрение технологии ПЖСГС на месторождениях Башкортостана и Западной Сибири и установлены геолого-технологические критерии ее применения.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

Монографии

1. Абызбаев И.И., Андреев В.Е. Прогнозирование применения новых методов увеличения нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти.- Уфа: Монография, 2007.- 204 с.

Статьи и доклады на конференции

2. Абызбаев И.И., Андреев В.Е. Использование нестационарных исследований скважин при применении физико-химического воздействия на пласт // Нефтегазовое дело.- 2007.- Т. 2, № 5.- С. 77-84.

3. Абызбаев И.И., Назмиев И.М. Метод подбора технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях АНК «Башнефть» //Нефтяное хозяйство.-2005.- № 11.- С. 18-21.

...