Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов

1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 622.276.72

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов

Специальность 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

доктора технических наук

Мандрик Илья Эммануилович

МОСКВА -2008

Работа выполнена в Центре геолого-гидродинамического моделирования

Главного управления по геологии и разработке ОАО «ЛУКОЙЛ»

Научный консультант:доктор технических наук, ШАХВЕРДИЕВ А.Х.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор ЗАКИРОВ С.Н.

доктор технических наук, МАЛЮТИНА Г.С.

доктор технических наук, профессор КУЛЬПИН Л.Г.

Ведущее предприятие - ОАО «Гипровостокнефть»

Защита состоится " __12_ " _декабря________ 2008 г. в 10__ часов на заседании Специализированного Совета по защите диссертаций Д № 222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова»

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть» им. акад. А.П.Крылова

Автореферат разослан " ____ " ________________ 2008 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ

диссертационного Совета, к.г.-м.н.М.М. Максимов

извлечение нефть мониторинг углеводород

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Производство жидких углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на ведущее место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Согласно плану действий в области энергетической безопасности, принятому лидерами «Большой восьмерки» в Санкт-Петербурге 16.07.2006 г., а именно по ее укреплению предусмотрены: - наращивание объема доказанных запасов жидких углеводородов, операжающими их истощение, и повышение нефтеотдачи месторождений; - создание финансовых и налоговых стимулов, способствующих внедрению инновационных энергоэффективных технологий, - расширение масштабов применения традиционных технологий в нефтегазодобывающей отрасли. В связи с этим проблемы повышения нефтеотдачи залежей, исследование инновационных методов и технологий стимулирования пласта становятся важными составляющими системы оптимального управления нефтеизвлечением, определяющим перспективу обеспечения энергетической безопасности страны. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет разработки и комплексного внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи углеводородов является одним из наиболее реальных и целесообразных путей стабилизации темпов падения добычи нефти и дополнительным ее ресурсом на период перехода от традиционных источников энергии на новые, альтернативные источники.

Актуальность исследуемой в диссертационной работе многогранной проблемы определяется, в первую очередь, необходимостью систематизации задач, связанных с рациональным использованием недр, повышением нефтеотдачи пластов, тенденцией естественного и искуственного ухудшения структуры запасов углеводородов, прогрессирующего обводнения, истощения высокопродуктивных пластов. Следовательно успешная доразработка действующих объектов возможна на основе разработки высокоэффективных, научно-обоснованных и экономически оправданных инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добычи нефти (ИДН). Актуализация этой цели требует анализа и обобщения результатов исследования научно-технического, технологического и экономического аспектов развития проблем повышения нефтеотдачи пластов. Особого внимания требует разработка:

- инновационных технологий, методов, способов, составов, обеспечивающих повышение КИН; - математического аппарата моделирования и на его основе прогноза КИН и других показателей разработки; - унифицированных методов оценки и прогноза технологической и экономической эффективности геолого-технических мероприятий, селекции и классификации технологий ПНП и ИДН. Очевидно, что объективная прогнозная оценка и повышение КИН, как важнейшего показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья - сложнейшая и насущная задача, решение которой требует поиска альтернативных решений путем создания новых подходов, в том числе совершенствования и развития представленных в диссертационной работе научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Целью работы является обобщение, совершенствование и создание научно-методических основ оптимизации технологических процессов повышения нефтеотдачи пластов с использованием результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований.

Основные исследуемые задачи. В диссертационной работе исследуются следующие основные задачи:

1. На основе анализа и обобщения мирового опыта исследуются:

- основные принципы и методы оценки коэффициента извлечения нефти и прогноза извлекаемых запасов нефти;

- количественные и качественные показатели, влияющие на КИН уточнением его составляющих коэффициентов.

2. Исследуется новый способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей искусственных нейронных сетей (ИНС), повышающий достоверность полученных результатов расчета КИН, позволяющий тестировать результаты прогноза по ИНС и по регрессионной зависимости с эталонным результатом, полученным на многомерной фильтрационной модели.

3. Исследуются эволюционные модели пластовой системы, позволяющие создать научно-обоснованную унифицированную методику оценки технологической эффективности технологий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

4. Исследуется влияние динамики изменения запасов нефти на конечный КИН по Российской и SPE классификациям и создаются статистические модели для мониторинга разработки месторождений углеводородов.

5. Используя многочисленные фактические данные и статистические модели, исследуется зависимость между доказанными разбуренными неразрабатываемыми запасами и количеством планируемых геолого-технических мероприятий: ГРП, вывод из бездействия, перевод на другой горизонт и другие ГТМ.

6. Оценивается потенциальная возможность прироста извлекаемых запасов нефти на основе статистического анализа выборки объектов разработки и обосновывается прогноз КИН за счет применения методов ПНП.

7. Анализируются и обобщаются существующие зарубежные и отечественные классификации методов ПНП и ИДН с целью расширения масштабов внедрения инновационных разработок, их усовершенствования и создания новой классификации.

8. Разрабатываются критерии и решающие правила по регулированию и контролю режимов работы конкретных скважин и всего пласта с использованием методов стохастического анализа, моделей роста, принципа Парето, параметра Херста, карт равных уровней взаимодействия, карт приведенных удельных отборов с целью повышения эффективности реализации гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.

9. Рассматриваются задачи гидродинамического исследования скважин в терригенных коллекторах, с целью разработки практических рекомендаций по проектированию гидроразрывов пласта (ГРП), а также путей повышения технологического эффекта этих проектов в комплексном сочетании с другими методами ИДН.

10. Разрабатываются новые технологии регулирования фильтрационной неоднородности трещиновато-поровых и гранулярных коллекторов с техногенными трещинами с осложненными геолого-физическими условиями, в том числе технологии закачки сшитых гелево-дисперсных систем с регулируемыми вязкоупругими свойствами, изолирующие водопритоки и способствующие повышению нефтеотдачи неохваченных слабодренируемых участков пластов.

11. Исследуется технология газожидкостных оторочек с внутрипластовой генерацией СО₂, обеспечивающая адресное воздействие на слабодренируемые зоны, с учетом совместимости минерализации водных растворов в водонасыщенных пористых средах.

12. Исследуется технология разработки трудноизвлекаемых запасов нефти из тонких нефтяных оторочек с газовой шапкой и подстилающей водой бурением протяженных горизонтальных скважин (ГС) и разветвленных горизонтальных скважин (РГС).

13. Разрабатывается научно-методологическая основа выбора оптимального варианта проекта разработки в условиях ограниченной информации и неопределенности, а также мультикритериальности решения.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решаются на основе теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием теории многофазной фильтрации, реологии, стохастических и эвристических методов анализа, теории вероятностей и математической статистики, элементов малопараметрического моделирования, методов распознавания образов, нейронных сетей, компьютерных технологий анализа инженерных задач.

Научная новизна работы:

Разработаны основные принципы определения коэффициента извлечения нефти, предложены обобщения и методические решения по оценке и прогнозу КИН в рамках оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов.

Создан новый методический подход по определению КИН с введением «коэффициента охвата фильтрацией», с учетом вклада в накопленную добычу нефти отдельных составляющих, характеризующих процесс добычи нефти при:

- фильтрации на естественном режиме;

- вытеснении нефти водой при заводнении;

- применении новых технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Преимущество методики состоит в том, что она предотвращает необоснованное завышение коэффициента охвата вытеснением в проектных документах, тем самым показывает достоверную эффективность системы ППД и технологий ПНП.

3. Разработаны перспективные направления развития методов оценки технологической эффективности ГТМ и прогноза КИН, в том числе:

· малопараметрическая унифицированная модель оценки и прогноза технологической эффективности ГТМ;

· оценка и прогноз КИН залежей нефти на основе моделирования ИНС;

· новая расчетная формула оценки КИН с учетом «коэффициента охвата фильтрацией». Представленные новые зависимости, алгоритмы и результаты расчета, оценки и прогноза показателей разработки демонстрируют высокую достоверность и надежность результатов, что подтверждается при тестировании результатов с аналогичными, полученными на многомерных фильтрационных моделях.

4. Установлено, что международная SPE и Российская классификации запасов нефти имеют в своей основе разные подходы. Соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что убедительно раскрыто путем статистического анализа и сопоставления по группе месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз».Построены парные и многомерные статистические модели для определения различных категорий запасов за счет планирования различных ГТМ, в том числе методов ПНП и ИДН. Сопоставление модельных значений этих запасов с данными международного аудита показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям.

5. Для регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД.

в качестве критерия предлагается следующее решающее правило:

а) при К_к < К_пр и Н< 0,4 - рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при D_Н > 0 и D_В < 0 ограничить, а при D_Н < 0 и D_В > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.

б) при К_к > К_пр и Н< 0,4 - рекомендуется снизить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при D_Н > 0 и D_В < 0 ограничить, а при D_Н < 0 и D_В > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.

Установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулированию режимов работы скважин и вовлечь в активную разработку остаточные запасы застойных и слабодренируемых зон залежи. Предлагаемые решения предотвращают потери нефти и мобилизуют закачиваемую и пластовую воду на эффективное вытеснение нефти водой.

6. Разработаны и испытаны в практике добычи нефти инновационные методы системного воздействия на пласт с применением газообразующих технологий извлечения остаточных запасов нефти регулированием электролитических свойств вытесняющих агентов, обеспечивающих синергетический эффект увеличения приемистости скважин и выравнивания профиля нагнетания, и в свою очередь увеличения добычи нефти из окружающих скважин.

7. В ходе лабораторных экспериментальных исследований установлено, что при использовании в качестве водной фазы газовыделяющих растворов минерализованной воды существенно нивелируется диффузионный фактор в кинетике газообразования диоксида углерода в водной фазе, а также повышается эффективность применения минерализованных водных растворов при генерации оторочки псевдокипящей газожидкостной системы и уменьшения остаточной нефтенасыщенности слабодренируемых зон нефтяных залежей.

8. Предложены пути повышения технологического эффекта и комплексные рекомендации по проектированию различных технологий гидроразрывов пласта в терригенных коллекторах для целей повышения нефтеотдачи пластов в сочетании с применением агентов, позволяющих снизить проницаемость водонасыщенных интервалов.

9. Разработана и внедрена инновационная технология ПНП и ИДН, основанная на изоляции высокопроницаемых пропластков призабойной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах с целью закрепления фильтрационного барьера для закачиваемой воды и подключения в разработку нефтенасыщенных зон пласта. Разработаны составы с регулируемыми реологическими свойствами, используемые также в осложненных геолого-технических условиях при глушении скважин с газопроявлением и аномально высокими и низкими пластовыми давлениями, изоляции высокопроницаемых и обводненных интервалов в операциях воздействия на пласт газожидкостными оторочками.

10. На основе использования вероятностно-статистических и эвристических минимаксных критериев, а также аппарата нечетких множеств предлагается методика выбора оптимального варианта проекта разработки при частично недостаточной и неопределенной исходной информации и многокритериальности решений. Преимуществом методики является, то, что при всей сложности принятия решений, она обладает особенностями, позволяющими научно-обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, несовпадающий с традиционно применяемой методикой выбора варианта на основе максимального КИН при существенном отклонении извлекаемых запасов.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Научные результаты, полученные в диссертационной работе, нашли применение в теории и практике разработки нефтяных месторождений, а также явились основой разработки новых технологий повышения нефтеотдачи пластов, методов интенсификации добычи нефти и оптимизации процессов нефтедобычи. Разработанные методики и технологии многие годы внедряются в практику разработки на месторождениях Западной Сибири - Самотлорском, Урьевском, Покамасовском, Локосовском, Нивагальском, Ново-Покурском и других.

Из защищенных автором 11 патентов в процессах нефтегазодобычи внедрено 5, на использование которых были заключены лицензионные договора, прошедшие государственную регистрацию в Российском агентстве по патентам и товарным знакам (Роспатент), а полученные результаты утверждены актами предприятий.

Технологическая эффективность, полученная за счет внедрения защищаемых положений диссертации, а также разработанных и защищенных патентами РФ технологий, составила, согласно представленным актам, более 2 млн.т дополнительной добычи нефти. Полученные результаты вошли в научно-технические отчеты, научные программы и проекты: МПР РФ, ЦКР Роснедра, ОАО «ЛУКОЙЛ», ТПП «Лангепаснефтегаз», НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского государственного технического университета.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на:

Второй международной Каспийской конференции по нефти и газу, Баку, Азербайджан. - 17-20, Сентябрь, 1996г.

Второй научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 1999 г.;

Третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2000 г.;

научной конференции «Современные проблемы геологии нефти и газа», Москва, 2000г.;

12-м Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8 - 10 сентября, 2003г.;

Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья». - Москва, 24 - 26 ноября 2004г.;

IV Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - Москва, 2006 г.;

V Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - Москва, 20 - 22 марта 2007 г.;

34-ой международной конференции "Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности", Мальта, 31.10. - 07.11.2005г.;

VII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», 25-27 сентября 2007 г., г.Геленджик;

Международном научном симпозиуме, Москва, ОАО «ВНИИнефть» Москва, 18-19 сентября 2007 г.;

36-й международной конференции "Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности" 27октября - 03ноября 2007, (Коста дель Соль), Испания;

Международная научно-техническая конференция «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углеводородов на суше и море. Краков (Польша), 15-20 сентября 2008

заседаниях ЦКР Роснедра МПР РФ;

технических советах научно-производственных нефтегазодобывающих предприятий «Лангепаснефтегаз»; ОАО «ЛУКОЙЛ»;

заседаниях Ученого Совета НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского Государственного технического университета

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 51 опубликованной работе, в том числе 11 патентах, 1 свидетельстве о регистрации программы «ОПТИМА» и одной монографии.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка литературы, включающего 286 наименований. Работа содержит 301 страниц текста, включая 48 таблиц и 59 рисунков.

Благодарности. Автор выражает благодарность научному консультанту д.т.н., А. Х. Шахвердиеву за плодотворные идеи, ценные советы и внимание в процессе работы над диссертацией. Автор выражает признательность соавторам за многолетнее сотрудничество, а также сотрудникам предприятий, участвующих в разработке и внедрении положений диссертации: ОАО «ЛУКОЙЛ»; ТПП «Лангепаснефтегаз»; ОАО «ВНИИнефть»; НП «ИСИПН» РАЕН, Пермский Государственный Технический Университет.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность поставленной проблемы и проведенных исследований, сформулированы цель и основные задачи оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти. Отмечено, что за кажущейся простотой определения коэффициента извлечения нефти скрывается чрезвычайный интерес государства, недропользователей и инвесторов, сопровождающийся перманентной дискуссией между специалистами, представляющими заинтересованные стороны, что делает весьма актуальной задачу достоверного определения и прогноза этого показателя полноты извлечения нефти.

В первой главе формулируются основные принципы, методы, определения, алгоритмы и расчеты коэффициента извлечения нефти (КИН), важнейшего показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья и разработки залежей, а также в целом эффективности деятельности нефтедобывающей отрасли.

В отечественной и зарубежной практике большое внимание уделяется математическому аппарату и инженерному подходу, применяемому при оценке извлекаемых запасов нефти, КИН и прогнозе показателей процесса разработки залежей углеводородов. Это в основном: объемный метод расчета геологических запасов углеводородов; метод материального баланса; метод характеристик вытеснения; корреляционные зависимости при расчете КИН; метод кривых падения; малопараметрическое моделирование; многомерное и многофазное численное моделирование; моделирование нейронными сетями и другие методы, не получившие широкого применения.

В главе рассмотрены основные направления исследований и использование результатов широко применяемых методов и алгоритмов определения КИН.

Проблемы, затрагиваемые в этой работе широко освещены в трудах таких известных ученых и специалистов, как Абасов М.Т., Аметов И.М., Баишев Б.Т., Батурин Ю.Е., Басниев К.С., Боксерман А.А., Борисов Ю.П., Вахитов Г.Г., Гавура В.Е., Гиматудинов Ш.К., Горбунов А.Т., Дияшев Р.Н., Дмитриевский А.Н., Добрынин В.М., Ентов В.М., Жданов С.А., Желтов Ю.П., Желтов Ю.В., Закиров С.Н., Ибатуллин Р.Р., Иванова М.М., Крылов А.П., Кузнецов О.Л., Кульпин Л.Г., Курбанов А.К., Лисовский Н.Н., Лебединец Н.П., Лейбензон Л.С., Лозин Е.В., Лысенко В.Д., Максимов М.И., Максимов М.М., Максутов Р.А., Малютина Г.С., Мирзаджанзаде А.Х., Мирчинк М.Ф., Мищенко И.Т., Муслимов Р.Х., Николаевский В.Н., Сазонов Б.Ф., Симкин Э.М., Степанова Г.С., Сургучев М.Л., Фурсов А.Я., Хавкин А.Я., Хасанов М.М., Халимов Э.М., Христианович С.А., Чарный И.А., Черницкий А.В., Шахвердиев А.Х., Щелкачев В.Н., Эфрос Д.А., Крейг Ф.Ф., Маскет М, Арпс Д. и многих других.

Критический анализ и обобщение исследований посвященных проблеме оценки и прогноза КИН, проведенный в Главе I, позволил определить перспективное направление научных исследований, установить практическую ценность проектов и осуществить селекцию завершенных высокоэффективных разработок.

Первые попытки формализации задачи определения КИН, предложенные академиком А. П. Крыловым, привели к простому разложению коэффициента нефтеизвлечения на коэффициенты-сомножители:

, (1)

где - коэффициент вытеснения, - коэффициент охвата вытеснением. Известно, что изменение коэффициента извлечения нефти происходит под воздействием трех основных геолого-физических факторов: макро- и микронеоднородностей пласта, вязкостных сил, поверхностных сил натяжения. В этой связи были предприняты попытки учесть влияние максимального количества параметров, и этот простой инженерный подход получил дальнейшее развитие. Следует отметить, что основная задача в обеспечении полноценного охвата при добыче нефти заключается в повсеместной организации процесса фильтрации оптимальным количеством (или сеткой) скважин. Во вторую очередь требуется достичь наиболее качественного вытеснения нефти - водой, газом, газированной водой, водными растворами химреагентов, способных на эффективное вытеснение. В этом случае «коэффициент охвата вытеснением» приобретает более широкое толкование и представляет собой «коэффициент охвата фильтрацией». Коэффициент охвата фильтрацией представляет отношение нефтенасыщенного объема порового пространства, охваченного процессом фильтрации к общему объему нефтенасыщенного порового пространства. Под нефтенасыщенным объемом порового пространства, охваченного процессом фильтрации, подразумевается любой нефтенасыщенный объем порового пространства, в котором происходит фильтрация флюидов к добывающим скважинам при любом естественном и/или искусственном режиме пласта. При режиме растворенного газа вначале движение флюидов обеспечивается энергией упругого расширения нефти и газа, и в данном случае о вытеснении нефти водой, а также охвате заводнением речь не идет.

Таким образом, накопленная нефть, добытая за счет режима растворенного газа, а также нефть, добытая за счет применения технологии ПНП приписывается к накопленной нефти, добытой за счет вытеснения нефти водой, осуществляемой после того, как предыдущий режим пласта исчерпает свои возможности. В этом случае конечный коэффициент извлечения нефти представляется как

,(2)

где - конечный коэффициент извлечения нефти (КИН); - составляющая КИН, характеризующая процесс фильтрации при естественном режиме; - составляющая КИН, характеризующая процесс вытеснения нефти водой при искусственном заводнении пласта; - составляющая КИН, характеризующая процесс добычи нефти за счет применения новых технологий ПНП и ИДН, а также различных ГТМ.

В этом случае соответственно для коэффициента охвата вытеснением и коэффициента охвата фильтрацией получим:

(3)

где - коэффициент вытеснения нефти за счет применения ПНП. Тогда «коэффициент охвата фильтрацией» для системы ППД в сочетании с применением конкретной технологии ПНП (в данном случае с генерацией диоксида углерода в пластовых условиях) рассчитывается как:

(4)

где В_о ,В_н - объемный коэффициент нефти до и после растворения в ней двуокиси углерода. Результаты расчетов конкретного примера по формулам(1)-(4) представлены в табл.1. Как правило, в проектных документах представляется конечный КИН и его составляющие - коэффициент вытеснения нефти водой и коэффициент охвата вытеснением без вычисления вклада з_Е и з_Т, что приводит к завышению значения коэффициента охвата вытеснением. Согласно этой логике, в данном примере коэффициенту Таблица 1. Результаты расчета КИН по предлагаемой методике

Наименование технологии	Коэффициенты
	1	2	k	1+	2+	+	1+	ф	1	1+
	вытеснения нефти водой	охвата вытеснением нефти	КИН при вытеснении нефти водой	вытеснения нефти водой+ ОПГС	охвата вытеснением водой+ ОПГС	КИН при вытеснении вода+ОПГС	вытеснения водой+ ОПГС	охвата фильтрацией	конечный КИН при фильтрации в целом	прирост коэффициента вытеснения после ОПГС
Система ППД+ОПГС	0,580	0,450	0,261	0,639	0,617	0,394	0,639	0,814	0,520	0,059
	Вытеснение исключительно водой	Вытеснение водой+ОПГС	Фильтрация в целом

охвата вытеснением, составляющему з₂ = 0,45, без учета вышеуказанных з_Е и з_Т, присвоили бы значение з₂ = 0,897. Это существенно выше его реального значения, что не позволяет достоверно оценить эффективность технологии воздействия на залежь, регулировать технологические показатели процесса разработки залежи, а главное - не удается достоверно определить эффективность системы ППД и выявить необходимость применения третичного метода ПНП.

Поведение динамики фонда скважин за весь период разработки подобно поведению асимметричной кривой текущего отбора нефти, которая, сопровождая отбор нефти, проявляет аналогичные особенности, распадается на стадии, имеет точку перегиба, моделируется теми же уравнениями. Следовательно, принятие единичного значения ПСС на весь период разработки представляется достаточно формальным и необоснованным решением. Многочисленные промысловые примеры показывают, что асимметричная кривая добычи нефти повторяет поведение кривой зависимости изменения количества скважин от времени с небольшим смещением, что дает основание осуществить математическую формализацию задачи с помощью зависимости:

,

где a, b - константы, t - время, N(t) - суммарное количество добывающих скважин, когда либо участвовавших в эксплуатации.

Эта зависимость позволяет отслеживать соответствие фактического отбора нефти фактическому количеству добывающих скважин на любой момент времени в течение всего периода продолжительности разработки с учетом вводимых и ликвидируемых скважин. В главе также приводятся результаты исследований, посвященных одному из научных направлений оценки и прогноза коэффициента нефтеизвлечения, основанному на статистических подходах. Проведен широкий анализ и обобщение наиболее используемых зависимостей регрессионного анализа. В качестве факторов, влияющих на конечную нефтеотдачу, рассматривались: плотность сетки скважин, средняя песчанистость и расчлененность, относительная вязкость нефти; коэффициент проницаемости; коэффициент пористости; эффективная нефтенасыщенная толщина; количество прокачанной воды в поровых объемах; темп отбора жидкости; объемный коэффициент пластовой нефти и целый ряд других параметров. Использование различных методов при исследовании статистической выборки исходных данных, сформированной для разных нефтедобывающих регионов страны и мира, не позволяет обобщить и унифицировать полученные результаты, вывести универсальную закономерность, позволяющую рассчитать достоверное значение коэффициента нефтеизвлечения. Однако, основная проблема, с которой сталкивается инженер-технолог при поиске закономерностей, заключается не в выборе способа регрессии, а в формировании репрезентативной выборки данных, отвечающей основополагающим принципам статистического анализа, так как объем выборки, используемый разными авторами, колеблется от 17 до 213 залежей объектов разработки. В разработке нефтяных месторождений обеспечение полной независимости параметров и показателей, принципа репликации и рандомизации - трудновыполнимая задача. Как бы ни была велика выборка, требуется «очистить» её от внешней неоднородности и не допустить смешения эффектов. С этой целью необходимо первоначальную выборку залежей разделить: по режимам, по литологическим признакам коллекторов (терригенные и карбонатные), полученные новые выборки следует ещё раз разделить по стадиям разработки и.т.д.

Таким образом, в итоге получается небольшая «однородная» выборка залежей, по которым исследователь надеется установить унифицированную регрессионную зависимость коэффициента нефтеизвлечения от параметров и показателей разработки. Безусловно, в данном случае возникает вопрос презентабельности выборки и достоверности полученных результатов, что в свою очередь, приводит к формальному применению статистических методов анализа в решении исследуемой проблемы. Несмотря на низкую надежность формально применяемых вероятностно-статистических методов, можно констатировать их широкое применение в целях экспресс-прогноза коэффициента нефтеизвлечения при отсутствии многомерных фильтрационных моделей залежей жидких углеводородов.

Наряду с методами определения конечной нефтеотдачи залежи и оценки начальных извлекаемых запасов, основанными на использовании коэффициентов-сомножителей и регрессионно-корреляционного анализа, в качестве прогнозного инструментария широкое распространение имеют методы, получившие название характеристик вытеснения. В научно-технической литературе опубликованы десятки характеристик вытеснения, с помощью которых оценивается технологическая эффективность ГТМ и прогнозируются извлекаемые запасы нефти, продолжительность времени и темп доразработки залежей, эволюция обводненности и конечный коэффициент извлечения нефти. Проведенный в работе анализ показал, что характеристики вытеснения также не претендуют на роль фундаментальной закономерности, описывающей процесс развития за весь период разработки. Таким образом, результаты исследований, приведенных в первой главе, показали, что методы коэффициентов-сомножителей, статистического анализа и характеристик вытеснения при оценке и прогнозе конечного коэффициента нефтеотдачи, а также при оценке технологической эффективности ГТМ не в полной мере обеспечивают достоверность и надежность полученных результатов, требуется их дальнейшее совершенствование.

Вторая глава посвящена описанию модели развития пластовой системы и прогноза показателей разработки с помощью малопараметрической вероятностно-статистической модели на основе данных истории разработки, легко адаптируемой на основе промысловых данных. Предлагаемый метод обеспечивает достоверное и унифицированное решение при оценке и прогнозе КИН и определении эффективности ГТМ, в том числе технологий ПНП и ИДН. Проведенный анализ динамики изменения основных показателей разработки объектов ОАО «ЛУКОЙЛ»: Локосовского, Поточного, Южно-Ягунского, Повховского и других месторождений показал, что графики накопленного отбора нефти и обводненности имеют вид асимметричной логистической кривой, которые адекватно моделируются уравнениями Колмогорова-Ерофеева, и позволяют применить методику оценки технологической эффективности ГТМ. Как показывает накопленный опыт разработки нефтяных залежей, эволюцию всего периода эксплуатации можно считать многостадийной, которая определяется относительно поставленной задачи, как например, накопленную добычу нефти можно представить в виде двух - восходящей и нисходящей стадий, традиционных четырех стадий и, наконец, более четырех стадий. Для целей оценки технологической эффективности ГТМ, проведенных на объекте, характер изменения технологических показателей определяется относительным темпом выработки запасов и фиксируется в зависимости от временного шага, при этом сопоставление фактических и прогнозных значений параметров осуществляется на основании последней стадии разработки залежи, которая принимается за базовый период. Методика, на основе малопараметрической модели, позволяет производить оценку дополнительной добычи нефти и прогноз основных показателей разработки как по отдельным скважинам, так и по месторождению в целом. Анализ исходных данных по Поточному месторождению пласт АВ₁+АВ₂. с временным шагом один месяц (рис.1.) позволил весь период разработки разбить на четыре стадии с базовым периодом -1996 г., начало и конец стадии связаны скачками в добыче нефти, а те непосредственно связаны с отключением скважин.

Рис. 1. Динамика добычи нефти, Поточное месторождение, пласт АВ₁+АВ₂

Одним из современных и перспективных методов анализа технологических показателей разработки, рассмотренных во второй главе, является искусственная нейронная сеть (ИНС), которая представляет собой систему, состоящую из совокупности первичной информации, закономерностей между различными её формами и устройства параллельных вычислений, в свою очередь состоящего из множества взаимодействующих простых процессоров. Решение на основе нейронной сети является более гибким, поскольку соответствующая система может в дальнейшем совершенствовать точность предсказаний по мере обучения и накопления ею опыта. В представленных в работе исследованиях приведены результаты работы по установлению влияния параметров и показателей разработки нефтяного месторождения на коэффициент конечной нефтеотдачи. Основное преимущество ИНС состоит в том, что она способна находить такие взаимосвязи между входными и выходными значениями, явное существование которых даже не установлено исследователями. Для обучения нейронной сети использовалась та же обучающая выборка, по которой строилась линейная регрессия. Результаты расчета демонстрируют высокую точность предсказания КИН (которая не превышает 5%). Разработан способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей на основе нейронных сетей, учитывающих нелинейные эффекты любой сложности. Моделирование нейронными сетями обеспечивает достоверность полученных результатов прогноза КИН, надежность которых тестируется результатами прогноза КИН, полученных на многомерных геолого-гидродинамических моделях. Результаты расчетов, представленных на рис.2, демонстрируют высокую точность предсказания КИН по сравнению с результатами, полученными на регрессионных моделях, что подтверждается в сравнении с эталонной оценкой КИН, рассчитанной с помощью многомерной фильтрационной модели.

а) б)

Рис. 2. Распределение проектных и предсказанных значений КИН: а) регрессионной моделью, б) моделью нейронной сети.

В третьей главе на примере ряда разрабатываемых месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ» рассматриваются вопросы, связанные с оценкой и переоценкой количества и структуры запасов углеводородов; изучением возможности вовлечения в разработку «неработающих» запасов; повышением степени извлечения нефти из недр; сопоставления независимой аудиторской оценки запасов по международной и Российской классификациями. Это является определяющим для количественной и качественной оценки сырьевой базы в соответствии с международными стандартами. Проведенными исследованиями установлено, что международная (SPE) и российская классификации имеют в своей основе разные идеологии, соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что и показано путем статистического сопоставления запасов по Южно-Покачевскому, Нивагальскому, Локосовскому, Урьевскому, Покамасовскому, Чумпасскому, Поточному, Лас-Еганскому, Северо-Поточному и Западно-Покамасовскому месторождениям. Основным различием между классификациями РФ и (SPE) является то, что первая - наибольшее внимание уделяет изученности объекта в целом, а классификация (SPE) тесно связана с запасами на скважину. Так, если в результате бурения нескольких разведочных скважин достаточно хорошо изучена модель залежи, установлен контур нефтеносности, определены подсчетные параметры, а запасы по классификации РФ оценены по категории С₁, то бурение дополнительных скважин практически не вносит изменения в оценку запасов. По классификации (SPE) запасы увеличиваются с каждой пробуренной скважиной. По месторождениям ТПП «Лангепаснефтегаз» произведено сопоставление запасов по Российской и (SPE)-классификациям с 1996 по 2008 гг., проиллюстрированное на рис.3, где объем доказанных запасов нефти при каждой последующей оценке уточнялся, при этом запасы по Российской классификации на 2008 г. по сравнению с данными 1996г. значительно снизились. В практике оценки запасов наблюдается значительное изменение доказанных запасов по многим месторождениям, связанное с недостаточностью и неопределенностью геологической информации в исследуемых объектах с интенсивным эксплуатационным разбуриванием. В связи с этим можно сказать, что выводы ряда авторов об универсальной количественной сходимости оценок доказанных запасов по (SPE) и запасов по категории С₁ по российской классификации некорректны. Эта сходимость изменяется в очень широких пределах для каждого конкретного объекта в зависимости от стадии его разбуренности. В диссертационной работе проведен анализ влияния степени разбуренности месторождений на запасы, рассчитанные по российской и (SPE) классификациям на примере 11 объектов ТПП Лангепаснефтегаз». В таблице 2. приведено соотношение запасов по международной SPE и Российской классификации (% доказанных запасов SPE от запасов категории АВС1) по всему ТПП «Лангепаснефтегаз и отдельно по каждому из 11 объектов. Проценты доказанных запасов SPE от запасов категории АВС1 колеблятся от 3% до 338%, следовательно необходимо учитывать этот факт при составлении проектных документов и при выборе оптимального варианта проекта разработки.

При анализе степени изученности месторождений были вычислены статистические связи запасов различных категорий с количеством скважин эксплуатационного фонда. Построены парные и многомерные статистические модели для определения разбуренных неразрабатываемых и неразбуренных запасов за счет восстановления скважин из бездействия, гидроразрывов пластов, перевода скважин на другие горизонты в соответствии с проектными решениями. Сопоставление модельных значений этих запасов показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям. Доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы (Z_N) устанавливались за счет планирования проведения технологических и геолого-технических мероприятий: восстановления скважин из бездействия, гидроразрывов пласта, перевода скважин на другой горизонт в качестве уплотняющих, а также применения технологий ПНП и ИДН. Для оценки связи между планируемыми мероприятиями и доказанными неразрабатываемыми запасами строились статистические модели зависимости этих запасов с количеством запланированных геолого-технических мероприятий.



Рис.3 Сравнение запасов нефти промышленных категорий по классификации Российской и SPE по месторождениям ТПП «Лангепаснефтегаз»

Таблица 2. Соотношение запасов по SPE и Российской классификации

За анализируемый период было выполнено 9369 мероприятий, за счет которых планировалось прирастить доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы в объеме 180 млн.т. Доказанные неразбуренные неразрабатываемые запасы Z_NВ устанавливались за счет планирования проведения мероприятий: бурения новых скважин - n_нб, бурения новых уплотняющих скважин n_ну, перевода на другой горизонт новых скважин n_нт, перевода скважин на другой горизонт новых скважин в качестве уплотняющих n_нп, Для оценки связи между планируемыми мероприятиями и доказанными неразбуренными запасами были построены статистические модели зависимости этих запасов с количеством запланированных мероприятий. За анализируемый период было выполнено 14639 мероприятий, за счет которых планировалось прирастить доказанные неразбуренные запасы в объеме 597 млн.т.

Осложняющаяся структура запасов и существующие разночтения в определении категорий запасов нефти и их количественном определении делают актуальным вопрос достоверной оценки потенциала прироста извлекаемой части запасов нефти, что, в первую очередь, будет определяться исходя из качества и количества применяемых инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Для решения поставленной задачи в диссертационной работе проведен анализ состояния разработки на выборке исходной статистической информации, составляющей порядка 10% объектов разработки распределенного фонда месторождений РФ. Для этого была сформирована репрезентативная выборка из общего числа нефтяных месторождений. Общее количество анализируемых месторождений составило 109, геологических объектов разработки - 213. В выборку были включены месторождения, территориальная принадлежность которых охватывает практически все нефтеносные регионы РФ - от Калининградской до Сахалинской областей, геологические запасы которых лежат в пределах от 1000 до 1 005 478 тыс.т. Анализируемые объекты представлены коллекторами различной литологии: терригенный, карбонатный, кавернотрещиноватый, алевритопесчаный, микрокаверно-трещиноватый, порово-кавернознотрещиноватый и др., с проницаемостью от 1 до 8400*10^-3 мкм². Коэффициенты извлечения нефти представленных объектов имеют следующие значения: 133 объекта имеют КИН более 0,45, для 201 объекта КИН изменяется от 0,3 до 0,45 и 54 объекта имеют КИН менее 0,3. Значения обводненности 136 объектов превышают 80%. Исходные параметры, необходимые для анализа следующие: тип коллектора; проницаемость, площадь нефтеносности; числящиеся на государственном балансе геологические и извлекаемые запасы нефти и КИН; фонд добывающих и нагнетательных скважин (общий, действующий и бездействующий); цена нефти на внутреннем и внешнем рынках; коэффициенты охвата, вытеснения и ПСС; газовый фактор; накопленная добыча нефти; обводненность.

Применяя принцип Парето к анализу распределения геологических и извлекаемых запасов по объектам месторождений, оценивался статистический ряд запасов нефти по величине вклада разрабатываемых объектов в суммарные запасы углеводородов по презентабельной выборке. Такое разбиение пластовых объектов на группы позволяет определить объекты, обладающие потенциальными возможностями для прироста извлекаемой части запасов нефти. Принцип Парето позволяет разделить всю выборку запасов по объектам на четыре группы, включающие геологические объекты разработки с относительно:

- высокими геологическими и высокими извлекаемыми запасами нефти (I);

- высокими геологическими и низкими извлекаемыми запасами (II);

- низкими геологическими и высокими извлекаемыми запасами (III);

- низкими геологическими и низкими извлекаемыми запасами (IV).

Безусловно, интерес представляют объекты разработки, входящие в первую и вторую группу, вклад которых в суммарные геологические запасы составляет 75,5%, при этом количество объектов составляет 52 шт. (24,5%) из 213 объектов. Количество объектов второй группы - 9, где при высоких геологических запасах низкие извлекаемые, эти объекты являются первоочередными для проведения мероприятий по уплотнению сетки скважин, в сочетании с технологиями ПНП. Для достижения высоких значений КИН в РФ имеется соответствующий научно-технический потенциал, технологические возможности; кроме того, благоприятная рыночная конъюнктура способствует активному применению технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Четвертая глава посвящена исследованию диагностических методов регулирования технологических режимов работы системы скважин. Множество природных явлений и процессов, сопровождающихся непредсказуемыми, случайными флуктуациями во времени, в том числе временные ряды технологических показателей разработки нефтяных месторождений, являются предметом исследований стохастической теории, основным аппаратом которой является теория вероятностей и математическая статистика. В стохастических процессах с увеличением числа наблюдений растет регулярность и стабильность их поведения. Диагностические методы - важный этап в создании стохастической модели процесса разработки нефтяных месторождений.

При регулировании технологических режимов работы скважин, как правило, используют абсолютные значения дебитов нефти, воды, жидкости, а решения об остановке скважин, ограничении или увеличении (форсировании) отбора жидкости принимаются в условиях отсутствия: - систематизации и группирования фонда скважин;

- выбора благоприятного момента начала и продолжительности воздействия на конкретной скважине и в целом по пласту; - информации о взаимодействии скважин и местоположении слабодренируемых зон; - о соответствии коэффициента компенсации показателю стабильности системы ППД. Для решения этих задачи разработаны методики и соответствующие критерии, позволяющие извлекать информацию о тенденциях в поведении накопленных и текущих отборов жидкости, а также отдельных фаз в продукции скважин. Как показывают исследования фонда скважин многочисленных объектов разработки распределение дебитов нефти и воды имеют вид гиперболического распределения Парето. Использование этого распределения позволяет осуществить мониторинг фонда эксплуатационных скважин разрабатываемого объекта. Анализ работы всего действующего фонда скважин, с использованием принципа Парето, позволяет группировать фонд на четыре группы. Определив по фактическим данным дебитов, количественные параметры принципа - число Парето и пороговые величины, фонд скважин разбивается по качественному признаку относительно «высокодебитные и низкодебитные»: I) высокодебитные по нефти и воде; II) высокодебитные по нефти, низкодебитные по воде; III) низкодебитные по нефти и высокодебитные по воде; IV) низкодебитные по нефти и воде. Это позволяет повысить эффективность планируемых ГТМ за счет их анализа для ограниченного количества скважин в каждой группе. При этом рекомендуется проводить группирование периодически раз в месяц, чтобы выявить скважины, переходящие из групп в группы, тем самым оценить эффективность проводимых мероприятий. Анализ фонда скважин по третьему блоку участка пласта БВ₆ Поточного месторождения показывает, что 28% от общего числа скважин добывают около 72% от общего объема нефти и 64% от общего объема воды. Скважины, входящие в первую, вторую и третью группы наиболее перспективны для проведения на них мероприятий по гидродинамическому воздействию на залежь с целью повышения дебитов нефти и ограничения водоотдачи. При этом скважины этих групп необходимо исследовать методами дискриминант (моделями роста) на предмет определения роста темпов отбора нефти и воды на текущий момент и соответственно регулировать режимы работы каждой скважины. Первая и третья группы в основном определяют добычу воды по залежи, поэтому ограничение отборов и проведение ремонтно-изоляционных работ на скважинах этой группы может дать наибольший эффект по уменьшению удельной водоотдачи. Четвертая группа скважин - самая большая (более 50% от общего числа), при этом ее вклад в общую добычу нефти и воды относительно невелик, но стабилен. Для этой группы скважин целесообразно проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пласта (ОПЗ, гидроразрыв пласта, газовое и водогазовое воздействие, физико-химические методы и другие). Разработанные критерии позволяют на основе информации о тенденциях в поведении накопленных и текущих отборов отдельных фаз в продукции скважины использовать их в процессе принятия решений. Известно, что сложные процессы, протекающие в системе «пласт-скважина», имеют циклический колебательный характер, стимулируемый как естественным поведением пласта, так и неизбежных внешних воздействий. При принятии решений по регулированию режимов работы добывающих скважин необходимо на каждый текущий момент определить скважины, работающие в условиях, когда темп отбора воды в потоке опережает темп отбора нефти или наоборот. Для исследования закономерностей, происходящих в динамике накопленной добычи нефти и воды используются дифференциальные уравнения моделей роста в общем виде применительно к задачам регулирования режимов работы скважин

...