Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ

на соискание ученой степени

доктора технических наук

Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Специальность 25.00.17 -- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Султанов Ш.Х.

Уфа-2009

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете и Центре химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан.

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич.

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Валеев Марат Давлетович;

доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович;

доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович.

Актуальность темы. Значительная степень выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации, открытие месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, связанных с низкопроницаемыми и малотолщинными коллекторами, нефтями высокой вязкости, залежами с обширными подгазовыми и водоплавающими зонами, приводит к ухудшению качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности. В создавшейся ситуации, поддержание и увеличение уровней добычи нефти возможно за счет оптимизации и совершенствования систем разработки, выбора метода увеличения нефтеотдачи. Для решения задач по регулированию разработки месторождений требуется проведение 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, во-первых, структурирование и дифференциацию запасов нефти на активные и трудноизвлекаемые; во-вторых, классификацию продуктивных отложений по наиболее значимым и информативным факторам с использованием современных подходов и методов обработки информации; в-третьих, детальный геолого-технологический анализ, который включает уточнение геологического строения с созданием моделей залежей, обобщение опыта разработки соседних или аналогичных продуктивных пластов, гидродинамическое моделирование, анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, обоснованный выбор оптимальной (с учетом экономических и экологических условий) системы разработки и технологии выработки остаточных и трудноизвлекаемых запасов. Нефтяные месторождения центральной и северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) характеризуются существенными различиями геолого-технологических условий, эффективностью выработки запасов нефти и применения методов воздействия. По месторождениям указанного региона накоплен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации. В связи с этим системный статистический и геолого-технологический анализ результатов разработки месторождений, методология его проведения, теоретические исследования в данной области для залежей нефти с различными геолого-физическими и физико-химическими условиями пластовых систем являются актуальными.

Цель работы: обеспечение эффективного регулирования разработки нефтяных месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов за счет создания новых методик системного геолого-технологического и геолого-статистического анализа, группирования и классификации продуктивных объектов, структурирования и дифференциации запасов, а также мониторинга применения методов увеличения нефтеотдачи. месторождение нефть запас тектонический

Основные задачи исследований:

Анализ структуры запасов нефти месторождений Волго-Уральской НГП с определением доли трудноизвлекаемых с использованием современных критериев их выделения.

Разработка методики классификации продуктивных толщ при различных объемах данных о геолого-физических и физико-химических параметрах пластовых систем с применением независимых аппаратов математической статистики и интеллектуального анализа.

Систематизация и развитие методологии геолого-технологического анализа разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к сложнопостроенным залежам высоковязкой нефти, обширным водонефтяным зонам, а также к объектам со значительной выработкой запасов нефти.

На основе геолого-гидродинамического и геолого-статистического моделирования залежей нефти, характеризующихся различными категориями трудноизвлекаемых запасов, обоснование комплекса геолого-технологических рекомендаций по регулированию и совершенствованию систем разработки.

Разработка методики многоуровневого геолого-технологического анализа применения методов повышения нефтеотдачи пластов.

Методы исследований:

Решение поставленных задач основывалось на анализе и обобщении опыта разработки большой группы нефтяных месторождений Волго-Уральской НГП, на комплексном подходе с использованием методов геологического и гидродинамического моделирования, математической статистики и интеллектуального анализа (кластерный анализ, метод главных компонент и искусственных нейронных сетей). Методической основой являлся системный геолого-технологический анализ, учитывающий особенности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) нефти на различных иерархических уровнях.

Научная новизна:

1 Разработана методика классификации продуктивных пластов с использованием независимых методов математической статистики и интеллектуального анализа, учитывающая объем и качество геолого-физической и физико-химической информации, на основе которой выделены классы продуктивных объектов месторождений Волго-Уральской НГП с оценкой в них доли ТрИЗ, выявлены их особенности и определены характерные объекты для выполнения комплекса геолого-технологических исследований по регулированию разработки.

2 Обоснованы и конкретизированы геотехнологические принципы регулирования разработки месторождений с ТрИЗ нефти, на основе которых создана методология системного геолого-технологического анализа разработки месторождений с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим строением, слабой геологической изученностью, обширными водонефтяными зонами, высокой выработкой запасов.

3 Теоретически обоснован и дифференцирован по геолого-физическим условиям характерных объектов комплекс геолого-технологических решений повышения эффективности систем и технологий разработки месторождений с различными категориями ТрИЗ с использованием нестационарного заводнения в сочетании с физико-химическими, микробиологическими и термическими методами увеличения нефтеотдачи, системными обработками и оптимизацией плотности сетки скважин.

4 На примере микробиологических и комплексных технологий освоения ТрИЗ нефтяных месторождений Урало-Поволжья разработаны научно-методические подходы, позволившие установить условия эффективного применения третичных методов увеличения нефтеотдачи и получить надежные геолого-статистические модели для прогнозирования их технологических показателей.

Основные защищаемые положения:

1 Методология системного геолого-технологического анализа разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов нефти.

2 Методика классификации продуктивных объектов при различных объемах данных, характеризующих геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем с использованием различных методов математической статистики и интеллектуального анализа.

3 Методика многоуровневого геолого-технологического анализа применения методов увеличения нефтеотдачи.

4 Комплекс геолого-технологических мероприятий и рекомендаций по совершенствованию систем и технологий разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых и остаточных запасов.

Достоверность полученных результатов:

Достоверность полученных результатов достигалась применением современных статистических методов обработки результатов геолого-промысловых исследований, проведенных на основе большого массива геолого-физической и геолого-технологической информации, накопленной в процессе длительной эксплуатации рассматриваемых залежей, в том числе с применением методов увеличения нефтеотдачи, с использованием современных методов геолого-гидродинамического и геолого-статистического моделирования, сходимости результатов геолого-гидродинамического, геолого-статистического и натурного моделирования.

Практическая ценность и реализация работы

Разработанные методики: классификации продуктивных объектов в условиях различных объемах геолого-технологической информации с использованием статистических и интеллектуальных методов, выполнения анализа выработки трудноизвлекаемых запасов нефти апробированы и внедрены в ОАО «Татнефтеотдача», ООО НПФ «Нефтегазразработка», ОАО «АКМАЙ» при составлении проектной и технологической документации разрабатываемых и вводимых из разведки месторождений с остаточными и трудноизвлекаемыми запасами: Мухарметовское месторождение (1998, 2003, 2005 гг.), Степноозерское месторождение (2001, 2002 гг.), Красноярско-Куединское месторождение (2004 г.), Ново-Елховское месторождение (1997 г.), Москудьинское месторождение (2000 г.), Константиновское месторождение (2001 г.), Шумовское месторождение (2001 г.).

Для НГДУ «Чекмагушнефть» разработаны и переданы для внедрения методики прогнозирования эффективности биокомплексного воздействия для объектов в терригенных отложениях нижнего карбона и определения запасов нефти по участкам биокомплексного воздействия.

Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при проведении занятий по дисциплинам «Математические методы моделирования в геологии», «Нефтегазопромысловая геология» со студентами и аспирантами специальности «Геология нефти и газа».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались:

а) на заседаниях: Ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ (г.Уфа, 1999_ 2002 гг.); Центра химической механики нефти АН РБ (г.Уфа, 2004-2006 гг.); территориальной комиссии по разработке Республики Татарстан (г.Казань, 2003-2005 гг.); Науч.-техн. советов ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (г. Пермь, 2004-2005 гг.), ОАО «ЛУКОЙЛ» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «АКМАЙ»
(г. Альметьевск, 2003-2004 гг.), ЗАО «Татнефтеотдача» (г. Альметьевск, 2001-2003 гг.);

б) на международных, межотраслевых, региональных научно-технических конференциях, конгрессах, симпозиумах и совещаниях: Европейском симпозиуме по нефтеотдаче; Регион. конф. «Геология и полезные ископаемые Западного Урала», г. Пермь, 1997 г.; 3-й Междунар. конф. по химии нефти, г.Томск, 1997 г.; Междунар. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России», УГНТУ, г. Уфа, 1998 г.; Науч.-практ. конф. (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», г. Ухта, 1999 г.; III Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы нефти и газа», г. Уфа, 2001 г.; Всерос. науч.-техн. конф. «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи», г. Тюмень, 2002 г.; 12-м Европ. симп. «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Казань, 2003 г.; Междунар. науч.-практ. конф. «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья. Геология и разведка месторождений и техногенных образований», г. Екатеринбург, 2003г.; II Всерос. науч.-практ. конф., Самара, 2003 г.; VI Конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», г. Уфа, 2005г.; Междунар. конф. «Новые технологии повышения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах», г. Ижевск, 2006 г.; Междунар. науч.-практ. конф. «Ашировские чтения», г.Самара, 2006г.; Науч.-техн. конф., посвященной
50-летию ТатНИПИнефть, г.Бугульма, 2006г.; VI Междунар. конф. «Химия нефти и газа», г. Томск, 2006 г.; Всерос. науч.-практ. конф. «Большая нефть XXI века», г.Альметьевск, 2006г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 63 печатные работы, включая 34 статьи, из них 9 в журналах, входящих в перечень, рекомендованный ВАКом Минобразования и науки РФ, 2 монографии и 27 материалов конференций.

Личный вклад

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, их решение, обобщение результатов, анализ и обоснование полученных результатов, рекомендации, непосредственное участие в опытно-промышленных испытаниях.

Автор выражает искреннюю благодарность научному консультанту проф. В. Е. Андрееву, проф. Ю. А. Котеневу, проф. Н. Ш. Хайрединову, проф. К. М. Федорову, плодотворное сотрудничество с которыми способствовало становлению и развитию идей, положенных в основу работы. Автор благодарит соавторов совместных работ, специалистов инженерно-геологических служб нефтегазодобывающих предприятий и коллег за большую помощь при совместных внедрениях и исследованиях.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 249 страниц текста, 125 рисунков и 72 таблицы, список использованных источников насчитывает 158 наименований.

Содержание работы

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

Значительный вклад в решение проблемы разработки нефтяных месторождений, в том числе с применением методов увеличения нефтеотдачи (МУН) внесла большая группа выдающихся ученых и производственников, таких как Р. Г. Абдулмазитов, Р. Х. Алмаев, В. Е. Андреев, Ю. В. Антипин,
В. А. Бадьянов, Б.Т. Баишев, К.С. Баймухаметов, Ю.Е. Батурин, Р. Н. Бахтизин, А. Ф. Блинов, А. А. Боксерман, В.Я. Булыгин, М.Д. Валеев, Г.Г. Вахитов,
В.Д. Викторин, В.В. Девликамов, Л.Ф. Дементьев, Р. Н. Дияшев, Ю. В. Желтов, С. А. Жданов, С.А. Забродин, Л.Н. Загидуллина, С.Н.Закиров, Ю.В. Зейгман, Р.Р. Ибатуллин, М. М. Иванова, В. Е. Кудинов, Р. Я. Кучумов, И. А. Ларочкина, Л. Е. Ленченкова, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, В.И. Мархасин, И. Л. Мархасин, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин,
Э. Д. Мухарский, Р. Я. Нугаев, Б. М. Орлинский, И. Г. Пермяков, М. К. Рогачев, М. М. Саттаров, С. А. Султанов, М. Л. Сургучев, Б. М. Сучков, Э. М. Тимашев, М. А. Токарев, Р. Т. Фазлыев, К.М. Федоров, Р.Х. Хазипов, Н. Ш. Хайрединов, Э. М. Халимов, М. М. Хасанов, Р. С. Хисамов, Н. И. Хисамутдинов, В. Н. Щелкачев, Э М. Юлбарисов, И. Г. Юсупов, В. Л. Яхимович и др.

В первой главе проведена дифференциация запасов нефти основных тектонических элементов центральной и северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) на активные и трудноизвлекаемые. Оценена доля ТрИЗ запасов с использованием критериев современной классификации.

Согласно классификации ВНИИнефти, к категории ТрИЗ нефти относятся месторождения, содержащие нефти с вязкостью более 30 мПас, с проницаемостью коллектора менее 0,05 мкм² и с нефтенасыщенной толщиной менее 1,5 м. Для геологических условий нефтяных месторождений Башкортостана (И. И. Абызбаев, А. Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е. В. Лозин) в качестве критериев выделения ТрИЗ приняты: для терригенных коллекторов-- вязкость нефти более 50 мПас, проницаемость коллектора менее 0,200 мкм² и нефтенасыщенная толщина до 2 м; для карбонатных коллекторов вязкость нефти более 50 мПас и проницаемость коллектора менее 0,05 мкм².

Дифференцированный подход к выделению запасов для различных регионов и геоструктурных элементов обоснован опытом эксплуатации залежей. Так, некоторые залежи нефти с вязкостью нефти 30 мПас в Башкортостане разрабатываются достаточно эффективно.

Современные критерии классификации ТрИЗ, предлагаемые
Э. М. Халимовым, Н. Н. Лисовским, сформулированы на основе результатов обобщения теоретических работ, отечественной и зарубежной практики разработки нефтяных месторождений, кроме того, учтены применяемые сегодня технологии добычи нефти. В данной классификации, кроме группы геолого-физических условий выделения ТрИЗ (вязкость > 30 мПас, проницаемость < 0,03 мкм², пористость < 8 %, нефтенасыщенность < 55 %, нефтенасыщенная толщина для терригенных и карбонатных коллекторов, соответственно, 2 и 4 м и др.) представлена «технологическая» группа, где критерием отнесения к ТрИЗ является показатель выработанности (истощенность) запасов нефти, составляющий более 70 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). По этой причине для месторождений Волго-Уральской НГП была рассмотрена классификация, предложенная Э. М. Халимовым и Н. Н. Лисовским.

Согласно этой классификации, выполнена дифференциация запасов нефти на активные и трудноизвлекаемые в пределах рассматриваемого региона по отдельным структурным элементам.

Выполненный анализ структуры запасов нефти по 387 месторождениям позволил отметить следующее: доля ТрИЗ от начальных геологических в терригенных коллекторах составляет около 50 %; в карбонатных коллекторах минимальное значение доли ТрИЗ _ 65% от начальных геологических запасов (НГЗ), выявлено в Юрюзано-Сылвенской депрессии. Преобладающее большинство ТрИЗ _ это продуктивные пласты с малой нефтенасыщенной толщиной, содержащие нефть высокой вязкости, низкопроницаемые, либо выработанные более чем на 70 % (таблица 1).

Ранее Ю. А. Котеневым выполнен анализ структуры запасов по некоторым тектоническим элементам Башкортостана и Татарстана, где доля ТрИЗ нефти оценивалась по классификациям И. И. Абызбаева, Р. Х. Муслимова, Р. Г. Абдулмазитова. Отмечено, что доля ТрИЗ от НГЗ в терригенных коллекторах изменяется от 2,5 до 33 %, в карбонатных -- от 11,7 до 81 %.

Структурирование запасов продуктивных толщ Урало-Поволжья показало, что доля ТрИЗ увеличилась на 44 %. По месторождениям Башкортостана рост доли ТрИЗ, с учетом только критерия «выработанности» составил по залежам в терригенных коллекторах 43% от НГЗ и 9% от НИЗ, по залежам в карбонатных коллекторах 25% от НГЗ и 10% от НИЗ. Трудноизвлекаемые запасы содержатся во всех стратиграфических комплексах, по этой причине их освоенность различна. Слабой выработкой характеризуются залежи с высокой вязкостью нефти. Увеличение доли ТрИЗ в терригенных коллекторах отмечается в основном в залежах нефти с малой нефтенасыщенной толщиной и низкой проницаемостью коллектора.



Таким образом, анализ структуры трудноизвлекаемых запасов показал, что при использовании критериев оценки по Э. М. Халимову, Н. Н. Лисовскому, их доля составляет более 75-80 %, по причине учета степени выработанности извлекаемых запасов (коэффициент использования запасов более 70 %).

Во второй главе выполнена классификация продуктивных отложений различными методами. Оценена сходимость результатов группирования с использованием искусственных нейронных сетей, метода главных компонент и кластерного анализа. Дана характеристика выделенных классов продуктивных отложений. Отмечены особенности использования статистических методов обработки геолого-технологической информации. Разработана методика классификации продуктивных толщ при различных вариациях геолого-физической и физико-химической информации пластовых систем.

Вопросы прогнозирования добычи нефти, выявления особенностей и факторов, влияющих на добычу нефти, всегда имели большое значение в процессах контроля и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Предлагаемая система разработки обосновывается геологическим строением месторождения и имеющимся опытом разработки сходных по геолого-физическим и технологическим параметрам залежей.

В настоящее время по очень значительному количеству месторождений Урало-Поволжья накоплен большой объем информации как по геологическому строению, так и по технологическим показателям разработки. Обобщение, систематизация и, как следствие, возможная классификация эксплуатационных объектов месторождений по геотехнологическим параметрам пластовых систем позволяют обоснованно и оперативно выделять в группы схожие объекты разработки и уже в конкретных группах выявлять технологии разработки залежей, которые были успешно реализованы.

Задачи выявления и идентификации объектов одного иерархического уровня решаются с использованием различных методов математической статистики. Широкое использование получили дисперсионный и кластерный анализы, метод главных компонент (МГК), метод группового учета аргумента и т.д. Все статистические методы основаны на вычислении различных статистических характеристик и проверке их надежности. Выбор и применение того или иного метода чаще всего определяется удобностью и «привычностью» его использования, а не всегда точностью и оперативностью.

Для обоснования и выбора адекватного статистического метода обработки исходной геолого-технологической информации была проведена классификация продуктивных объектов с использованием МГК, кластерного анализа и активно развивающихся интеллектуальных методов, таких как искусственные нейронные сети (ИНС).

Группирование объектов разработки имеет целью выделение групп объектов, близких по условиям залегания, геолого-физическим и физико-химическим свойствам пластов и насыщающих их флюидов.

В качестве объектов исследования были отобраны 1427 продуктивных объектов разработки центрально-восточной части Волго-Уральской НГП, административно находящихся в Башкортостане, Татарстане и в Пермском крае.

Для объектов, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, идентификацию проводили отдельно. В группировании участвовал 681 объект в терригенных коллекторах и 746 -- в карбонатных. Сходство объектов определяли по таким параметрам, как: коэффициенты проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, песчанистости; плотности и вязкости пластовой нефти; эффективной нефтенасыщенной толщине; содержанию АСПВ; площади нефтеносности и глубине залегания.

Выполненное группирование объектов исследования различными способами показало, что по всем трем методам эксплуатационные объекты распределились на 4-5 основные группы. С помощью МГК и кластерного анализа выделено по пять групп объектов, с использованием ИНС -- четыре группы объектов.

Сопоставление результатов группирования различными методами показывает, что полученные характеристики групп имеют достаточно высокую схожесть. Это объясняется тем, что более 30 % объектов как терригенных, так и карбонатных коллекторов выделено в определенные группы по каждому способу группирования, т. е. более 50 объектов каждой группы повторяют результаты группирования по всем трем методам идентификации.

Сравнение и оценка параметров отдельных групп и анализ распределения объектов по группам позволили выделить четыре класса продуктивных объектов, имеющих свои характеристики (рисунок 1). Кроме того, анализ группирования позволяет определить и убедиться, какие параметры оказали определяющее влияние на формирование классов при использовании различных методов.

Объекты первого класса сформировались под влиянием следующих параметров: глубины залегания объектов; коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности; содержания АСПВ (таблица 2). Влияние этих параметров обусловлено тем, что их средние значения являются либо минимальными, либо максимальными для группы, определенной различными способами идентификации, т. е. коэффициент пористости является минимальным как для первой группы, определенной по ИНС и МГК, так и для второй группы, определенной по кластерному анализу.



Рисунок 1 -- Схема корреляции групп эксплуатационных объектов
в терригенных коллекторах

Второй класс включает вторую группу по ИНС и четвертые группы по МГК и кластерному анализу. Общими минимальными значениями для данных групп являются глубина залегания, а максимальными -- параметры, характеризующие коллекторские свойства и неоднородность (пористость, проницаемость, коэффициент песчанистости), а также свойства нефти (вязкость, содержание серы).

Третий класс объектов сформировался по результатам совпадения 3^-й группы по ИНС, 5^-й -- по МГК и 1^-й -- по кластерному анализу. Основными и общими показателями, характеризующими этот класс, являются минимальные толщинные характеристики и минимальные значения коэффициента песчанистости.



Для выделения четвертого класса рассмотрены четыре различные группы: 4^-я -- по ИНС, 2^-я -- по МГК, 2^-я и 3^-я -- по кластерному анализу. Во второй и третьей группах кластерного анализа присутствуют общие объекты, которые выделены также в группы по ИНС и МГК. Значительное большинство объектов этих групп характеризуется минимальными значениями площади нефтеносности, вязкости и плотности нефти, а также максимальными значениями общей и эффективных толщин.

По результатам классификации можно отметить следующее:

-- около 80 % продуктивных объектов распределены по группам в не зависимости от способа группирования;

-- результаты группирования, полученные различными методами, достаточно хорошо коррелируются между собой;

-- максимальное совпадение в группах получено по 242 объектам терригенных и 237 объектам карбонатных отложений. Эти объекты образуют однородные группы, которые занимают определенные, плотные и ограниченные зоны как в осях главных компонент, так и на дендрограмме в кластерном анализе.

Выделенные особенности рассмотренных групп объектов позволяют решать ряд различных задач проектирования и анализа разработки, а также выбора и обоснования методов увеличения нефтеотдачи пластов на основании успешного использования определенной технологии на одном объекте и прогноза его эффективности -- на другом.

Группирование тремя независимыми методами позволило не только более объективно и точно выделить самостоятельные классы, но и отметить ряд особенностей:

-- при классификации большого количества объектов, которые характеризуются значительным набором геотехнологических параметров, необходимо использовать несколько независимых методов группирования объектов. Это позволит более точно и объективно выделить идентичные объекты и определить центры групп;

-- использование нескольких методов группирования позволит выявить близость «сомнительных» объектов к той или иной группе;

--методы МГК и нейросетевое моделирование (НСМ) позволяют оценить степень влияния отдельных (входных) параметров при группировании. Это достигается путем анализа весовых коэффициентов в ИНС и коэффициентов в уравнениях МГК;

-- выделение однородных групп по МГК выполняется в осях главных компонент. Достаточным условием для этого является суммарная дисперсия, которая для первых трех компонент должна составлять не менее 65-70 %. Выделение однородных групп при очень большом количестве объектов в осях главных компонент субъективно, так как визуально сложно в большой совокупности выделить близкие объекты по нескольким координатным сеткам;

-- методология ИНС самостоятельно предлагает оптимальное количество групп и достаточно четко показывает, после нескольких этапов обучения, к какой группе или группам принадлежит объект исследования;

-- кластерный анализ удобнее использовать при группирование малого количества объектов, характеризующихся ограниченным количеством параметров.

Методика классификации залежей нефти с использованием независимых методов при различных объемах геолого-физической и физико-химической информации пластовых систем

На результаты классификации значительное влияние оказывают качество и объем исходной информации. Для более достоверного распределения объектов по группам разработана методика классификации, направленная на выбор способа группирования при определенном наборе исходной информации.

Процесс классификации объектов, прежде всего, требует проверки и оформления исходной матрицы данных. Известно, что объем исходной информации влияет на результаты классификации. Исходя из этого, а также из целей группирования предлагаемая последовательность выделения однотипных групп проводится различными методами. Детальный схематичный порядок группирования предложен на рисунке 2, но сама процедура группирования имеет некоторые особенности.

При группировании небольшого количества объектов удобно использовать кластерный анализ. Схожие объекты исследования на построенной дендрограмме располагаются в непосредственной близости, т. е. образуют один кластер. Суть данного метода в том, что два объекта, принадлежащих одной и той же группе (кластеру), имеют коэффициент сходства, который меньше некоторого порогового значения. Пороговое значение отображает дистанция на дендрограмме, и чем больше величина дистанции, тем ниже коэффициент сходства.



Если необходимо выполнить классификацию большого количества объектов и при этом выявить параметры, оказывающие значительное влияние на процедуру идентификации, рекомендуется использовать нейросетевой метод или МГК. Использование МГК в отличие от ИНС может быть обусловлено тем, что исполнитель сам желает участвовать в непосредственном выделении групп и их центров (типичных объектов) в осях главных компонент. При таком подходе необходимо оценивать субъективный фактор отнесения объекта к определенной группе. Этого можно избежать, если определить центры группирования и вычислить расстояние от рассматриваемого объекта до центров групп, и там, где это расстояние будет меньше, он будет больше всего схож с объектами этой группы. ИНС ограничивает влияние исследователя на процесс классификации. При выполнении процедуры группирования нейросетевой алгоритм расписан таким образом, что он предоставляет варианты последующих действий (например, ИНС предлагает оптимальное количество классов, на которые он может разделить всю совокупность данных). После неоднократного обучения выборки нейросеть показывает, к какой группе относится объект или с какими группами объектов он более схож.

Сложнее выполнять классификацию при большом объеме данных. Здесь для наиболее объективных результатов недостаточно ограничиваться одним методом классификации. Поэтому в методике предлагается использовать независимые способы идентификации объектов (ИНС, МГК, кластерный анализ). Особенностью и сложностью использования нескольких методов является конечное сопоставление групп и выявление основных общих характеристик. Особое внимание нужно обратить на группы объектов, которые повторяют результаты классификации по всем независимым методам. Основные характеристики выделенных классов будут определены на основе особенностей объектов этих групп.

Использование данного методического подхода к классификации объектов повысит достоверность выделения однотипных объектов. В пределах отдельных классов появляется обоснованная возможность к тиражированию успешного опыта по использованию технологий, способов и методов, направленных на повышение эффективности выработки запасов углеводородов.

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:

КИН_тек = -1,33 + 0,82H_ЭФk_Pk_Н + 0,45K_пр - 0,21_Н - 0,12Q_б/N_дс - 0,11N_дс/N_нс + 0,08q_З/q_Ж;

КИЗ = 0,62 + 0,47H_ЭФ k_P k_Н + 0,83Q_б/N_дс - 0,21N_дс/N_нс + 0,17T + 0,27q_З/q_Ж - 0,22t_от;

f_В = -0,07+1,09_Н + 0,77N_{д с}/N_нс + 0,60T + 0,28t_от-0,22Q_б/N_дс;

ВНФ = -1,55 + 3,19К_пр + 2,01Sp + 0,99K_песч- 0,86Q_б/N_дс - 0,63N_дс/N_нс - 0,52Т +0,11t_от.

2) Объекты в терригенных коллекторах, разрабатываемые без заводнения:

КИН_тек = 0,02 + 0,92T + 0,32t_от - 0,21_Н;

КИЗ = 0,825 + 1,25H_эфk_Pk_н - 0,76Kпесч - 0,04Q_б/N_дс;

f_B = 0,61 - 1,46H_эфk_Pk_н + 0,736t_от - 0,28S_P + 0,15Q_б/N_дс + 0,93T;

ВНФ = 0,06 - 0,45H_эфk_Pk_н + 0,63K_песч - 0,01S_p + 0,06Q_б/N_дс + 0,17T - -0,12t_от.

3) Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения:

КИН_тек = -0,036 - 0,001H_эфk_Pk_н - 0,831t_от + 0,35K_пр + 0,002_Н + 0,088Kпесч - 0,004S_P + 0,007Q_б/N_дс + 0,212 T;

КИЗ = -0,17 - 0,01H_эфk_Pk_н _ 0,75t_от + 0,63K_пр + 0,06_Н + 0,52Kпесч - 0,001S_P + 0,213 T;

f_B = -0,60 -1,38 t_от +0,47H_эфk_Pk_н + 0,33_Н + 0,01S_P;

ВНФ = -0,588 + 0,019S_P + 0,72Т,

где H_эфk_Pk_н -- произведение эффективной нефтенасыщенной мощности, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, м³/м²; m_Н -- вязкость нефти, мПаЧс; K_пр -- коэффициент проницаемости, мкм²; K_песч -- коэффициент песчанистости; S_Р -- плотность сетки скважин, га/скв.; Q_б/N_дс -- удельные запасы, приходящиеся на одну скважину, тыс.т/скв.; N_дс/N_нс -- отношение количества нагнетательных скважин к добывающим; Т -- безразмерное время разработки объекта (отношение накопленной добычи жидкости к геологическим запасам), м³/м³; t_от -- максимальный темп отбора от НИЗ; q_з/q_ж -- 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.

...