Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов

(5)

где - управляющий параметр, а F - потенциальная сила с потенциалом U (аналогично термодинамическому потенциалу), Q-накопленный дебит нефти или воды.

Известно, что скачкообразный переход системы из одного стационарного состояния в другое при монотонном изменении одного или нескольких параметров называется катастрофой. Элементарная теория катастроф исследует изменения состояния равновесия при изменении управляющих параметров. Рассмотрим катастрофу типа «складка», соответствующей потенциальной функцией вида:

(6)

В частности, для дифференциального уравнения

(7)

потенциальная функция выбирается в виде

,

где D=(b²-4ac)/2a - дискриминант квадратного трехчлена. Таким образом, потенциальная функция U - элементарной канонической катастрофы типа «складка», соответствующая уравнению (7), содержит в качестве одного управляющего параметра - дискриминант D. Пользуясь заменой

Q^*(t) = Q - Q₁ ,

где Q₁ - один из корней квадратного трехчлена, после преобразований приводим уравнение (7) к виду , для Q^*(t) получим решение с начальным условием Q^*₀ =Q₀ - Q₁ вида:

(8)

При непрерывном изменении параметра с общий вид интегральных кривых (7) претерпевает лишь количественные изменения, но при некоторых значениях параметра с имеют место качественные изменения, таким бифуркационным значением параметра является с=b²/4a, при котором D=0. Таким образом, в качественном поведении решения (7) как видно из (8) важную роль играет величина D, на устойчивость решений влияет знак дискриминанты D. Далее по каждой скважине для нефти и воды определяются D_Н и D_B, при этом положительное значение дискриминанты свидетельствует о том, что кривая накопленной добычи имеет характер роста с насыщением, а отрицательное - соответственно роста без насыщения. Сочетание неограниченного роста кривой накопленной добычи нефти и ограниченного роста кривой накопленной добычи воды дает возможность при увеличении отбора жидкости получить относительно больший прирост добычи нефти при соответственно относительно меньшем приросте добычи воды на текущий момент.

Сформулируем дискриминантный критерий выбора режима работы скважины в зависимости от знаков вычисленных D_Н и D_B:

- ограничение отбора флюидов производится при D_Н > 0 и D_В < 0;

- увеличение отбора флюидов производится при D_H < 0 и D_B > 0.

При значениях D_Н и D_B одинакового знака режим работы изменять не следует, так как взаимное соотношение тенденций изменения темпов неопределенно.

Проведенные расчеты по данным пласта БВ₆ месторождения Поточное показали, что для скважины №140 значение дискриминанта по нефти составило D_Н = 0,166, а по воде соответственно D_B = -0,007, следовательно, рекомендацией по изменению режима работы этой скважины будет ограничение отбора жидкости. В то же время по скважине№120 D_н = -0,012, a D_B =0,004, следовательно, можно рекомендовать по этой скважине увеличение отбора жидкости.

Эффективная работа ППД обеспечивается оптимальным соотношением объемов закачиваемой воды и отбираемой жидкости, т.е. коэффициентом компенсации К_к, критерием разбалансированности которого выступает параметр Херста - H.

Как известно, статистический ряд может быть персистентным (H>0,5, поддерживается существующая тенденция), броуновским (H=0,5, корреляция прошлых и будущих приращений отсутствует) и антиперсистентным (H<0,5, тенденция к уменьшению означает рост в будущем). В зависимости от фактической К_к, проектной К_пр и H рекомендуются мероприятия, необходимые для оптимизации ППД.

В качестве критерия предлагается следующее решающее правило:

а) при К_к < К_пр и Н< 0,4 - рекомендуется увеличить закачку 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, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.

б) при К_к > К_пр и Н< 0,4 - рекомендуется снизить закачку 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, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.

Необходимо своевременно регулировать режимы работы скважин по расчетному критерию, предотвратить потери нефти и мобилизовать закачиваемую и пластовую воду на эффективное вытеснение нефти водой. При этом, установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулированию режимов работы скважин, перманентно изменять режимы для достижения прироста добычи нефти.

Пятая глава посвящена исследованиям и разработке широкого спектра способов, составов, промышленных технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, основной целью которых является извлечение остаточных и трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Ежегодно значительное количество запасов нефти переходит частью в трудноизвлекаемые, либо же почти в неизвлекаемое состояние при доступных технических и технологических средствах. Природа распределения остаточной нефтенасыщенности крайне разнообразна - здесь и рассеянная нефть в заводненных и загазованных участках залежи, слабопроницаемые зоны и пропластки в заводненных пластах с достаточно высокой нефтенасыщенностью, а также отдельные, обособленные линзы, практически не охваченные дренированием. Совершенно очевидно, что при таком диапазоне остаточной нефтенасыщенности, к тому же осложняющемся значительным различием свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон, крайне затруднен выбор одной универсальной технологии повышения нефтеотдачи, нацеленной на устранение последствий физико-геологической и техногенной неоднородности. Известные методы увеличения нефтеотдачи залежей в основном характеризуются целенаправленным, избирательным действием, каждый из которых воздействует на отдельные причины и последствия возникновения остаточной нефтенасыщенности. Состояние разработки залежи углеводородов определяет необходимость применения комплекса технологий повышения нефтеотдачи пластов, рассчитанной на синергетический эффект.

Наиболее эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи пластов обуславливается правильным выбором объекта воздействия. Эффективность применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов определяется достоверностью оценки и интерпретации данных гидродинамических исследований, на основе которых представляется возможность определения зон локальных неоднородностей нефтенасыщенного пласта. В результате проведенных исследований разработана усовершенствованная методика интерпретации данных гидродинамических исследований скважин терригенных пластов. Предлагаемая методика основана на анализе кривой восстановления и падения давления в нагнетательной скважине с применением моделей Полларда и Уоррена-Рута и учитывает отток воды в пласт после остановки нагнетательной скважины. Методика позволяет, наряду с гидропроводностью, проницаемостью, коэффициентом приемистости, скин-эффектом, определять зональную неоднородность по глубине пласта от забоя нагнетательной скважин, а также параметры трещиноватости - проницаемость, объем и раскрытость трещин. Исследованиями целого ряда авторов подтверждается наличие и достаточно активное проявление техногенной трещиноватости терригенных пластов со стороны нагнетательных скважин. В данных исследованиях была дана лишь качественная оценка параметров трещиноватости реальных терригенных пластов нефтяных месторождений. Из-за отсутствия системных исследований по данному вопросу и достаточного количества опубликованных материалов, дающих оценку объемам, проницаемости, производительности и раскрытости трещин в терригенных пластах, ранее не представлялось возможным разрабатывать физико-химические технологии повышения нефтеотдачи пластов с учетом параметров фильтрационной неоднородности коллекторов. В связи с этим были выполнены теоретические и промысловые работы по изучению трещиноватости и фильтрационной неоднородности терригенных пластов по данным гидродинамических исследований, на основании которых были спроектированы и изучены в промысловых условиях ряд новых технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Промысловые исследования и экспериментальные работы по отработке технологий повышения нефтеотдачи пластов были выполнены на Вать-Еганском, Тевлинско-Русскинском, Нонг-Еганском, Покачевском, Ключевом месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а также на девонской залежи Усинского месторождения. Анализ фактических данных давления закачки реагентов при реализации физико-химического воздействия на пласт показал, что основные их объемы фильтруются в пласт по единичным трещинам или трещинным системам без высоких фильтрационных сопротивлений, не обеспечивая необходимого снижения проводимости высокопроницаемых поровых пропластков. Что касается области применения существующих моделей проектирования потокоотклоняющих технологий ПНП, то они справедливы только при проектировании технологий регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин в слоисто-неоднородных гранулярных пластах, не имеющих естественных и техногенных трещин. Применение рассмотренной методики определения фильтрационной неоднородности и параметров трещиноватости пластов по данным анализа кривых падения давления позволило произвести количественную оценку эффективности той или иной потокоотклоняющей технологии с раздельным определением степени снижения проницаемости трещин и поровой части пласта.

Эффективность воздействия ПНП на пласт с трудноизвлекаемыми запасами нефти определяется согласованным осуществлением технологических операций блокирования водопроводящих каналов в нагнетательных и изоляцией водопритоков в нефтедобывающих скважинах с учетом взаимодействия скважин и степени дренируемости участка залежи. Поэтому для повышения эффективности воздействия на залежь в указанных условиях используется комплексный подход при реализации потокоотклоняющих систем и технологий. В ходе развития физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов можно ясно проследить тенденцию придания вытесняющей жидкости элементов саморегуляции, которые позволяют ей сохранять свои вытесняющие свойства в пласте довольно продолжительное время.

С целью устранения возникающих осложнений в дисертационной работе разработаны реогазохимические технологии, основанные на использовании различных композиций химреагентов и продуктов их реакции. Были проведены экспериментальные работы по регулированию параметров таких композиций путем дозированных добавок различных химических соединений и сшивателей. В экспериментальных исследованиях закономерностей образования гелевой структуры в качестве инициирующих агентов процесса трехмерной сшивки полимера используются хромовые квасцы и лигносульфонат. Экспериментальными исследованиями установлено, что деформационные свойства образцов вязкоупругих составов зависят от длительности сохранения последних. В процессе разработки и совершенствования рецептур вязкоупругих систем удалось выявить влияние используемых составных компонентов на свойства получаемых композиций и сочетать их оптимальное соотношение, а также оценить возможность введения различных инертных наполнителей для регулирования не только реологических, но и физических свойств рабочих составов в технологических операциях, в том числе при глушении скважин. Экспериментально установлена возможность достижения желаемой плотности составов и, тем самым, регулирования реофизических показателей композиций в широких пределах. Разработанный в ходе лабораторных исследований технологический процесс позволяет повысить эффективность изоляции водоносных горизонтов путем увеличения селективности блокирования высокопроницаемых интервалов при одновременном увеличении проницаемости низкопроницаемых интервалов и исключении перемешивания закачиваемых растворов в стволе скважины.

В ходе реализации методов ПНП важное значение приобретают физико-химические характеристики используемых химических композиций, воздействующих на пористую среду и насыщающие ее флюиды, а также процессы, направленные на то, чтобы свойства закачиваемых композиций проявились непосредственно в заданной области коллектора. Следует отметить, что большинство из применяемых технологий увеличения охвата пласта вытеснением (полимерное, газовое, водогазовое, щелочное и другие методы) не обеспечивают ожидаемой эффективности именно вследствие незначительного охвата остаточных целиков нефти, преимущественной фильтрации в поровых каналах высокой проницаемости, прорывов газа по трещинам и другим менее значимым причинам. Эффективное решение такого рода осложнений было найдено в области реогазохимических технологий внутрипластовой генерации двуокиси углерода и газожидкостных оторочек, создаваемых на его основе с присущими им свойствами направленного (ориентированного) воздействия на слабодренируемые участки коллектора. Генерируемый для образования газожидкостной оторочки диоксид углерода и его критические характеристики позволяют использовать СО₂ для извлечения нефти в благоприятных термобарических условиях залегания углеводородов в пластах. Щелочные свойства участвующей во внутрипластовой химической реакции кальцинированной соды позволяют снизить набухаемость глинистых включений пористой среды, а соляная кислота и продукт стехиометрической реакции хлорид натрия, как хорошие электролиты, обеспечивают преимущественную фильтрацию оторочки в низкопроницаемые области залежи. Газожидкостная система, обладающая неравновесными свойствами, приводит к выравниванию фронта вытеснения закачиваемых агентов за счет образуемого пенного барьера. При этом диоксид углерода, растворяясь в нефти, уменьшает вязкость углеводорода, а растворение газа в воде сопровождается увеличением вязкости воды. Было показано, что при закачке воды с добавкой электролита за счет снятия электровязкостного эффекта происходит выравнивание профиля фильтрации и увеличение приемистости нагнетательных скважин.

В ходе проведенных исследований было показано, что повышения эффективности заводнения можно добиться снижением электрокинетического потенциала или изменением толщины диэлектрического слоя (ДЭС), а также повышением электрической проводимости вытесняющего агента, что достигается путем изменения минерализации закачиваемой воды или добавления к ней специальных реагентов, понижающих заряд поверхности пор. Экспериментальными исследованиями также установлено, что при генерации СО₂ наблюдается ряд термодинамических эффектов.

В проведенной серии лабораторных экспериментов исследована генерация диоксида углерода СО₂ при стехиометрической реакции различных по составу газообразующих и газовыделяющих водных растворов и показано, что характер процесса различен в зависимости от физико-химических характеристик водной среды. В лабораторных экспериментах использовались водные растворы солей карбонатов, приготовленные на дистиллированной, пресной воде, а также пластовой воде. Сравнение результатов стехиометрической реакции между газовыделяющими водными растворами, приготовленными на дистиллированной, пресной воде, а также пластовой воде, показало, что барометрические и объемные характеристики реакции различаются в зависимости от типа водной фазы, участвующей в реакции (рис.4).

Рис. 4. Динамика генерируемого объема диоксида углерода при стехиометрической реакции газовыделяющих и газообразующих растворов.

Это отличие, выражается, прежде всего, в темпе изменения давления и объема газа при выделении двуокиси углерода в исследуемом объеме на начальном этапе реакции. Анализ результатов лабораторных экспериментов показал, что в случае, когда основой газовыделяющего раствора является пресная и дистиллированная вода, генерируемый в процессе реакции диоксид углерода формирует устойчивые «поверхности» реакции, а в газообразующих системах, представляющих собой водные растворы на основе пластовой воды, генерируемый в результате реакции газ существует в неустойчивой форме. Газожидкостная смесь, обладающая неравновесными свойствами, также генерирует дополнительную энергию в залежи или стимулирует пластовую энергию. Технологии интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи залежей традиционно применялись для восстановления фильтрационных характеристик длительно эксплуатируемых скважин, а также доизвлечения остаточных запасов нефти. Последние тенденции в этой области свидетельствуют о том, что эти способы все чаще применяются как один из методов заканчивания новых скважин, включая и высокопроизводительные.

В последние годы широкое распространение получили технологии массированного гидроразрывов пласта (ГРП) в качестве метода ПНП, в том числе использованием агентов, позволяющих избирательно снизить проницаемость водонасыщенных интервалов и повысить эффективность технологии. На объекте БВ_18-22 Ачимовской толщи Поточного месторождения с 1986 по 2003 гг. резко сократилась добыча и естественно, фонд действующих скважин, только с 2003 г после проведения ГРП начата активная разработка залежи (рис.5). Темп отбора от начально извлекаемых запасов (НИЗ) за счет ГРП увеличился с 0.1% до 8%. Годовая добыча нефти, составляющая в 2002 г.- 5.6 тыс.т., в 2006 г. составила 373.2 тыс.т. Одним из примечательных эффектов проведения ГРП в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами является кратное увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин. В частности, это происходит при проведении большеобъемных глубокопроникающих ГРП, что приводит к образованию длинных узких трещин. Для пластов с проницаемостью в пределах 0,001-0,010 мкм² длина трещины после проведения такого рода операций составляет от 100 до 200 метров, при объемах закачки жидкости и пропанта в пределах 100-200 тонн. Анализ причин недостаточной эффективности ГРП показывает, что в большинстве случаев это происходит из-за несоответствия выбранных скважин требуемым для гидроразрыва критериям.

Рис.5. Динамика основных показателей разработки Ачимовской толщи Поточного месторождения.

Эффективность резко снижается при малой толщине пласта, низкой нефтенасыщенности, расположении вблизи фронта заводнения, пониженном пластовом давлении. Другой причиной является недостаточное качество проектирования ГРП в частности, неправильные режимы закачки жидкости, укладки пропанта. За основные показатели эффективности применения ГРП на скважине приняты кратность увеличения продуктивностей (дебитов) по жидкости и дополнительная добыча в результате обработки, а также длительность эффекта. По величине дополнительной добычи нефти выделены три группы скважин: с низким эффектом с величиной дополнительной добычи менее 3 тыс. т., со средним эффектом от 3 до 6 тыс.т и с высоким эффектом более 6 тыс.т. В целом по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в первую группу входит в среднем 36 % скважин, во вторую - 17 % и в третью - 47 %.

Одна из задач анализа проведенных обработок состояла в установлении причин низкой эффективности ГРП. На первом этапе проанализированы обработки отдельных скважин и установлены связи их эффективности с фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, технологией проведения ГРП, состоянием разработки. Путем статистической обработки данных и математического моделирования операций ГРП определены факторы, определяемые горно-геологическими условиями, наиболее сильно влияющие на показатели: в том числе: проницаемость, пористость, модули Юнга и коэффициенты Пуассона пласта и экрана, мощность пласта и экрана, горное давление, вязкость пластовых флюидов. На втором этапе анализ распространен на систему скважин и установлено влияние геолого-технологических факторов на извлекаемые запасы объекта разработки или участка применения ГРП.

Основными технологическими параметрами, влияющими на результативность ГРП, являются: масса и среднее массовое содержание закачанного пропанта, удельная проводимость пропанта с единичной поверхностной плотностью, вязкость и средний темп закачки жидкости разрыва. Геомеханическая характеристика пластов, на которых проектируется операция гидравлического разрыва, является важнейшим фактором достижения успешных результатов и позволяет свести к минимуму риск неудачных работ. Таким образом, применение ГРП на Ачимовской толщи Поточного месторождения, представленного низкими фильтрационно-емкостными свойствами, один из ярких примеров его использования в качестве метода повышения нефтеотдачи пластов. На данном объекте с трудноизвлекаемыми запасами с 2003 г. наблюдается существенное повышение КИН.

Эффективная разработка трудноизвлекаемых запасов нефти, в том числе на шельфе - сложнейшая задача и может быть решена только при условии применения специальных технологий разработки, таких как бурение горизонтальных скважин (ГС), разветвленных горизонтальных скважин (РГС), в сочетании с использованием забойного оборудования, позволяющего контролировать и регулировать приток флюидов из различных интервалов продуктивного пласта. Объектом разработки месторождения им.Ю.Корчагина является нефтяная оторочка (НО) газонефтяной залежи терригенных отложений неокомского надъяруса, содержащая большую часть запасов нефти месторождения. Нефтяная оторочка практически по всей площади покрывается газовой шапкой, снизу - подстилается водой. Средняя газонасыщенная толщина в 3 раза превышает нефтенасыщенную. Данный тип оторочки является наиболее сложным для разработки, запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых.

С целью повышения эффективности разработки нефтяной оторочки неокомской залежи месторождения имени Ю.Корчагина предлагается к рассмотрению система разработки ГС большой протяженности. Добывающие скважины с горизонтальными стволами длиной до 5 км размещаются равномерно по площади залежи, вблизи ВНК, параллельно его поверхности. Расчеты показали, что в случае реализации предлагаемой технологии увеличится конечный КИН до 0,35.

Шестая глава посвящена исследованию вопросов принятия решений по проблемам повышения нефтеотдачи залежей в процессе разработки нефтяных месторождений. При составлении технологической схемы разработки новой нефтяной залежи запасы и другие характеристики пласта известны с некоторой неопределенной погрешностью. Выбор рекомендуемых методов повышения нефтеотдачи, используемой плотности сетки скважин, системы воздействия в существенной степени зависит от свойств пласта, поэтому необходимо выбрать такую стратегию действий разработчика, чтобы по возможности уменьшить риск несоответствия результатов с утвержденными проектными решениями, выбранными по неопределенным исходным данным. Степень «опасности» таких рисков оценивается потерями, имеющими место при несоответствии в проектных документах технологических решений разработки месторождения экономическим критериям. При этом из-за неточности используемых в моделях данных требуется периодически вносить изменения, дополнения к проекту разработки, пересчету балансовых и извлекаемых запасов, оценки конечного коэффициентов нефтеизвлечения. Это нашло свое подтверждение в результатах исследований, представленных в третьей главе, в которой было доказано наличие существенной разницы в оценке извлекаемых запасов и их связь с объемами планируемых геолого-технических мероприятий. Мониторинг разработки большого числа месторождений показывает существенное отклонение проектных показателей разработки от фактических, что, несомненно, определяет высокий уровень риска, который приводит к серьезным коллизиям между собственником недр и недропользователем.

В диссертационной работе, в рамках проведенных исследований, создана методика принятия решения по выбору оптимального варианта разработки месторождения в условиях неопределенности, недостаточности информации и многокритериальности решения. В методике использованы вероятностно-статистические и эвристические минимаксные критерии Вальда, Севиджа, Гурвица, Лапласа, аппарат нечетких множеств Л. Заде. Принятие решения при оценке рисков и выборе оптимальной системы разработки в методике производится на основе построения так называемой «матрицы платежей» или «матрицы риска». Стратегия принятия решения заключается в выборе оптимального варианта разработки с учетом конечного коэффициента извлечения нефти, в зависимости от предполагаемых колебаний значений извлекаемых запасов и чистого дисконтированного потока наличности (ЧДПН). Поиск оптимального решения ведется путем совместного учета результатов эвристических критериев, их свертывания с использованием аппарата теории нечетких множеств и построения стратегической схемы принятия решения. На основании гидродинамических расчетов определяются значения принятого критерия эффективности, получаемые лицом, принимающим решение (ЛПР) при различных комбинациях стратегий. Значения показателей a_ij (i=1,2, ., n; j=1,2, ., m) заносятся в таблицу, называемую матрицей «выигрышей» или «потерь». Фактором, формирующим зону риска, является в частности, отклонение извлекаемых запасов углеводородов и связанные с этим экономические потери. При составлении технологической схемы разработки новой нефтяной залежи запасы и другие характеристики пласта известны с некоторой неопределенной погрешностью. Выбор стратегии действий разработчика заключается в возможности уменьшения риска из-за технологической схемы, выбранной по неопределенным исходным данным. Риск оценивается потерями, которые могут произойти из-за несоответствия технологической схемы экономическому критерию. Сложность задачи увеличивается от того, что по каждому критерию решение может оказаться неоднозначным.

Стратегией ЛПР служит вариант разработки со значением конечного коэффициента нефтеизвлечения, а стратегией «природы» - отклонение величин извлекаемых запасов углеводородов. В зависимости от величины отклонений истинной величины запасов, принятый вариант разработки может привести к разным потерям ЧДПН.

Рассматриваются случаи, когда запасы могут отличаться на дату проектирования в большую или меньшую сторону. При этом стратегией ЛПР принят вариант разработки соответствующими значениями конечного коэффициента нефтеизвлечения, а стратегией «природы» - отклонение величин извлекаемых запасов нефти.

Для каждого из статистических критериев функции принадлежности показателя выбираются в виде: , где k₁ и k₂ - постоянные коэффициенты. Как видно из табл.3. двукратное увеличение убытков в случае, если действительные запасы окажутся на 25 больше, чем утвержденные, приводит к тому, что потери ЧДПН в IV варианте разработки окажутся приблизительно равными потерям по III варианту в случае уменьшения действительных запасов на 25%. Если запасов окажется на 25 меньше, чем предполагалось, то при этой стратегии «природы» потери ЧДПН при IV варианте разработке окажутся примерно равными потерям при варианте разработки I (при увеличении запасов на 25%).

Таблица 3. Матрица потерь ЧДПН при реализации проекта

В таблице 4 приведены значения функции желательности для вариантов разработки, в последнем столбце таблицы 4. для каждого варианта разработки выписаны минимальные по всем критериям значения функции принадлежности . Как видно максимальным среди них является значение =0,47, соответствующее оптимальному решению - варианту разработки со значением КИН, равным 0,54. Преимуществом методики является, то, что при всей сложности принятия решений, она обладает особенностями, позволяющими научно-обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, который может не совпадать с традиционно применяемым выбором варианта на основе максимального КИН.

Таблица 4. Значения функции принадлежности

На основе методики создан алгоритм и пакет прикладного программного обеспечения «ОПТИМА» (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2008610892 от 20.02.2008) для выбора оптимального варианта разработки нефтяного месторождения при мультикритериальности решений, которая интегрирована в информационно-аналитическую систему управления процессом разработки нефтяных месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ».

Заключение

1. Представленные в диссертационной работе результаты являются обобщением теоретических, лабораторных и промысловых исследований, итогом которых стала разработка научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи залежей, направленного на совершенствование традиционной и формирования новой концепции, учитывающей стохастические составляющие показателей процесса фильтрации.

2. На основе анализа и обобщения мирового опыта применения методов оценки и прогноза технологических показателей процесса повышения нефтеотдачи пластов обоснована перспективность используемых для этих целей методических подходов.

3. В расчетной формуле акад. А. П. Крылова предложено использовать понятие «коэффициента охвата фильтрацией», представляющего собой отношение нефтенасыщенного объема порового пространства, охваченного процессом фильтрации, к общему объему нефтенасыщенного порового пространства. При этом под нефтенасыщенным объемом порового пространства, охваченного процессом фильтрации, подразумевается нефтенасыщенный объем, в котором происходит фильтрация флюидов к добывающим скважинам при любом естественном и/или искусственном режиме эксплуатации пласта.

4. Доказано, что увеличение количества коэффициентов-сомножителей в расчетных формулах по оценке коэффициента нефтеотдачи не обеспечивает достоверность полученных результатов. Как правило, в проектных документах представляется конечный КИН и его составляющие - коэффициент вытеснения нефти водой и коэффициент охвата вытеснением без учета вклада величин в КИН при естественном режиме з_Е и за счет ПНП з_Т, что приводит к завышению значения коэффициента охвата вытеснением. Это не позволяет достоверно оценить эффективность технологии воздействия на залежь, оптимизировать технологические показатели процесса разработки залежи, обосновать необходимость применения третичного метода ПНП.

5. Установлено, что разброс залежей в выборках, неравнозначность сочетаемых параметров и показателей, узость диапазонов изменения этих показателей не удовлетворяют условиям рандомизации и репликации, следовательно, лишают полученные регрессионные зависимости статуса универсальной статистической закономерности.

6. Предложен способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей на основе искусственных нейронных сетей, учитывающих нелинейные эффекты любой сложности. Моделирование нейронными сетями обеспечивает достоверность полученных результатов прогноза КИН, надежность которых тестируется эталонными оценками КИН, полученными на многомерных геолого-гидродинамических моделях. Результаты расчетов демонстрируют высокую точность предсказания КИН по сравнению с результатами, полученными на регрессионных моделях (рис.2).

7. Установлено, что международная (SPE) и российская классификации имеют в своей основе разные подходы, соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что показано путем статистического сопоставления запасов по данным 11 месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз». С помощью построенных линейных и многомерных моделей произведено сопоставление запасов по российской и (SPE) классификациям. Эти данные сопоставлены с фактической годовой добычей, и установлено, что построенная статистическая модель определения годовой добычи является более устойчивой.

8. 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 по технологическим схемам и в качестве уплотняющих. Сопоставление модельных значений этих запасов показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям.

9. Предложено решающее правило для оптимального регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД в качестве критерия:

§ 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.

§ 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, перманентно оптимизировать режимы для достижения прироста добычи нефти.

10. Установлено, что наряду с карбонатными коллекторами, наличие трещин в терригенных пластах оказывает неблагоприятное влияние на внедрение технологий ПНП. Учитывая параметры трещиноватости терригенных пластов, и управляя процессами избирательного снижения проводимости различных сред, можно существенно повысить эффективность технологий ПНП в трещиноватых пластах и гранулярных коллекторах с техногенными трещинами. Разработана и прошла испытания технология, основанная на раздельном определении степени снижения проницаемости трещин и поровой части пласта по данным гидродинамических исследований скважин.

11. Разработаны и испытаны на практике высокоэффективные реогазохимические технологии ПНП. Полученные в лабораторных исследованиях результаты могут служить основой для направленного регулирования процесса внутрипластовой генерации диоксида углерода в инновационной технологии ПНП путем вытеснения нефти оторочкой ПГС. Проведенные исследования показали, что внутрипластовая генерация диоксида углерода за счет термохимической реакция сопровождается проявлением синергетических эффектов.

12. Предложены пути повышения технологического эффекта различных проектов гидроразрывов пласта в терригенных коллекторах, разработаны комплексные рекомендации по проектированию гидроразрывов (ГРП) для целей повышения нефтеотдачи пластов в сочетании с применением агентов, позволяющих снизить проницаемость водонасыщенных интервалов.

13. Разработана и внедрена инновационная технология ПНП и ИДН, основанная на изоляции высокопроницаемых слоев призабойной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах, с целью закрепления фильтрационного барьера для закачиваемой воды и подключения в разработку нефтенасыщенных пропластков. Разработаны составы с регулируемыми реологическими свойствами.

14. Предложена система разработки трудноизвлекаемых запасов нефти с бурением ГС и РГС, обеспечивающая:

· Использование энергии газа газовой шапки для вытеснения нефти уменьшает зависимость системы разработки от свойств (активности) законтурной зоны.

· Минимизацию неопределенности при проектировании траекторий стволов скважин.

· Больший охват разработкой запасов нефти за счет зон, непосредственно контактирующих с газом.

· Большую продолжительность стабильного периода добычи нефти с 4 до 7 лет.

· Увеличение конечного КИН от проектного 29,8% до 35% рассчитанного по предлагаемой технологии разработки.

15. На основе использования вероятностно-статистических и эвристических минимаксных критериев, аппарата нечетких множеств предлагается методика выбора оптимального варианта разработки в условиях ограниченной информации и рисков путем построения «матрицы платежей». При всей сложности принятия решений, методика обладает особенностями, позволяющими научно-обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, несовпадающий с традиционно применяемой методикой выбора варианта на основе максимального КИН или другого экономического критерия определения КИН. В качестве примера рассмотрена задача оценки и выбора оптимального варианта проекта разработки при вариации извлекаемых запасов на 10%-25%.

Основные защищаемые научные положения

1. Результаты совершенствования, обобщения и создания научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов.

2. Научное обоснование и формула, а также алгоритм расчета коэффициента охвата фильтрацией и на её основе внесение изменения в известную формулу академика А. П. Крылова для расчета коэффициента извлечения нефти.

3. Создание малопараметрической модельной основы, уравнений и алгоритма расчета для оценки технологической эффективности геолого-технологических мероприятий, в том числе технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, а также результаты практической реализации методики на месторождениях.

4. Результаты расчета более достоверной оценки и прогноза коэффициента извлечения нефти залежей впервые реализованного на основе моделирования искусственными нейронными сетями (ИНС).

5. Разработка парных и многомерных статистических моделей для сопоставления различных категорий извлекаемых запасов в соответствии с Российской и международной SPE классификацией и оценка их прироста за счет геолого-технических мероприятий.

6. Оптимальное регулирование режимов работы добывающих скважин и системы ППД реализуется на основе следующих решающих правил:

§ 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.

§ 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 эффективность тех или иных мероприятий по оптимальному регулированию режимов работы скважин с целью достижения прироста добычи нефти.

7. Результаты лабораторных и экспериментальных исследований, промысловых испытаний инновационных технологий, в том числе реогазохимических, ГРП, бурения ГС и РГС и последующего их промышленного внедрения, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.

8. Научное обоснование, алгоритм расчета и практическая реализация, в том числе пакет программного обеспечения «ОПТИМА» выбора оптимального варианта проекта разработки месторождения при многокритериальности решения с применением эвристических минимаксных критериев и аппарата нечетких множеств.

В диссертационной работе, на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, представлено концептуальное решение актуальной научно-методической проблемы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Основные принципы системного подхода к разработке нефтяного месторождения // Сборник научных трудов ВНИИнефть им. Акад. А. П. Крылова «Теория и практика математического моделирования процессов разработки нефтяных месторождений», М, 1995. - С. 17-33. (в соавторстве).

2. Как извлечь трудноизвлекаемую нефть. Применение гидроразрыва пластов на месторождениях Лангепаса // Нефть России, №7 (32), 1997. - С. 42 - 45.

3. Анализ результатов аудита запасов нефти по месторождениям НК«ЛУКОЙЛ» //Сб статей Третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». -Ханты-Мансийск: изд-во «Путиведь», 2000.-С. 22-29

4. Практические аспекты сопоставления классификаций России и США по результа-там аудита запасов Нефтяной Компании «ЛУКОЙЛ» //Тез. конференции «Совре-менные проблемы геологии нефти и газа», М., 2000. - С. 31-32 (в соавторстве).

5. О возможности построения геолого-математических моделей для сопоставления различных классификаций запасов на примере месторождении ТПП «Лангепаснефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, - 2002., №8,- С. 9 - 14.

6. О влиянии степени разбуренности месторождений на запасы и экономические показатели разработки месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2002. - № 11. - C.6-9.(в соавторстве).

7. Применение статистических методов для сопоставления запасов нефти по российской и международной классификациям /Пермский государственный технический университет. Пермь, 2003.- 142 с.

8. Гидравлический разрыв пласта - основной метод повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // В сборнике докладов 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8 - 10 сентября, 2003г. - С. 367 - 369 (в соавторстве).

9. Стратегия Нефтяной Компании ОАО «ЛУКОЙЛ» в области применения методов повышения нефтеотдачи пластов // В сборнике докладов 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8 - 10 сентября, 2003г. - С. 367 - 369 (в соавторстве).

10. Постоянно действующие геолого-технологические модели - основа оптимального управления разработкой месторождений. Международный симпозиум «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» М.-2004. (в соавторстве).

11. О ходе реализации комплексной программы оптимизации разработки и добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ» Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» 2004. (в соавторстве).

12. Оптимизация системы расстановки скважин с учетом геологической неоднородности объекта разработки // Труды Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья». - Москва, 24 - 26 ноября 2004г.

13. К вопросу обоснования величины доказанных разрабатываемых запасов нефти. //Вестник ПГТУ, сер. Нефть и газ, -2004.-вып.5, -С.35-40. (в соавторстве).

14. О статистических зависимостях доказанных разбуренных неразрабатываемых запасов с количеством запланированных мероприятий. //Вестник ПГТУ, сер. Нефть и газ, -2004.-вып.5, -С.41-45.

15. Фундаментальная роль фактора времени при исследовании процесса разработки месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство, -2005. №9, - С. 176 - 180 (в соавторстве).

16. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями // Нефтяное хозяйство, -2005., №10, - С. 36 - 39 (в соавторстве).

17. Эффективность вязкоупругих композиций в осложненных технологических операциях // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности, - 2005., №6,- С. 55 - 61 (в соавторстве).

18. Проектирование и внедрение технологий ПНП с учетом техногенной трещиноватости терригенных пластов // Труды IV Международного технологического симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - М. - 2006 (в соавторстве).

19. Корпоративная информационная система разведки, разработки и эксплуатации месторождений// Нефтяное хозяйство. - 2006. - №10. - С. 12-18 (в соавторстве).

20. Интегративная эффективность воздействия на пласт при внутрипластовой генерации газа // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №11. - С. 76 - 78. (в соавторстве).

21. Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // Труды V Международного технологического симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - Москва, 20 - 22 марта 2007 г., С.1-3.

22. Проектирование и оптимизация физико-химических технологий регулирования охвата пластов вытеснением на основе гидродинамических исследований, физического и математического моделирования // Труды V Международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - Москва, 20 - 22 марта 2007 г.(в соавторстве).

23. КИС РРЭМ ОАО «ЛУКОЙЛ» - основа дальнейшего повышения эффективности управления разработкой и недропользования в современных условиях. // Труды V Международного технологического симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - Москва, 20 - 22 марта 2007 г. (в соавторстве).

24. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти. // Нефтяное хозяйство, - 2007, №5, С.76-79 (в соавторстве).

25. Совершенствование подходов к проектированию и применению физико-химических технологий регулирования охвата пластов заводнением с учетом техногенной трещиноватости коллектора со стороны нагнетательных скважин. // Тезисы докладов, представленных на Международный научный симпозиум 18-19 сентября 2007 г., Москва, ОАО «ВНИИнефть». (в соавторстве).

26. Модельная основа выбора оптимального варианта разработки нефтяного месторождения при мультикритериальности решений. //Нефтяное хозяйство, - 2007, №10, с. 82-85 (в соавторстве).

27. Перспективные реогазохимические технологии повышения нефтеотдачи пластов при извлечении остаточных запасов углеводородов // Известия Нац. Академии Наук Азербайджана, серия наук о Земле, 2007, №3.с.38-47 (в соавторстве).

28. Потенциал повышения нефтеизвлечения на основе новых технологий стимулирования нефтяного пласта //Вестник РАЕН, 2007, т.7, №4, с.14-19.

29. Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство 2007, №12, с.54-57 (в соавторстве).

30. О направлениях совершенствования технологий создания и использования геолого-гидродинамических моделей при проектировании и мониторинге разработки месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ» //Вестник ЦКР Роснедра - 2008.-№4.-С.8-21.(в соавторстве).

31. Совершенствование технологии освоения и разработки на месторождении им.Ю.Корчагина трудноизвлекаемых запасов нефти. //Нефтяное хозяйство - 2008.-№8.-С.52-55. (в соавторстве).

32. Выбор оптимального варианта разработки нефтяного месторождения в условиях мультикритериальности решений (ОПТИМА). Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2008610892 от 20.02.2008. (в соавторстве).

33. Вязкоупругая композиция для разобщения газовой, нефтяной и водоносной частей пласта. Патент № 2061172 от 27.05.96 (в соавторстве).

34. Способ глушения эксплуатационной скважины, Патент № 2054118 от 10.02.96 (в соавторстве).

35. Способ обработки призабойной зоны пласта, Патент РФ №2077665 от 20.04.97 (в соавторстве).

36. Способ обработки призабойной зоны пласта, Патент РФ №2077664 от 20.04.97 (в соавторстве).

37. Способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, Патент №2079648 от 20.05.97 (в соавторстве).