Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Сравнительная характеристика методов контроля и регулирования разработки месторождений на поздней стадии 12
1.1. Промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи при существующей системе разработки 13
1.2. Геолого-промысловые методы оценки величины остаточных запасов ... 17
1.3. Промыслово-геофизические методы оценки положения остаточных запасов и текущей нефтенасыщенности пласта 20
1.4. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений 24
1.4.1. Гидродинамические методы регулирования разработки нефтяных месторождений 26
1.4.2. Физико-химические методы регулирования разработки 30
1.5. Использование постоянно-действующих моделей для оценки эффективности регулирования разработки 33
1.6. Использование моделей НИИ «Гипровостокнефть» для нахождения потенциального уровня нефтеотдачи при оценке эффективности регулирования разработки 35
1.7. Выводы к первой главе 38
Глава 2. Применение методов факторного анализа при классификации и идентификации объектов разработки 41
2.1. Краткая характеристика идентификации объектов разработки с помощью метода главных компонент 44
2.1.1. Задачи, решаемые с помощью МГК, и основные свойства главных компонент 44
2.1.2. Алгоритм получения главных компонент, их геометрический и алгебраический смысл 45
2.1.3. Оценка уровня информативности и поиск названий для главных компонент 48
2.2. Краткая стратиграфо-тектоническая приуроченность анализируемых объектов 49
2.3. Классификация объектов разработки с помощью метода главных компонент в многомерном пространстве геолого-физических параметров. 51
2.4. Анализ результатов классификации, ранжирование объектов разработки относительно центров группирования 62
2.5. Выводы ко второй главе 66
Глава 3. Прогноз конечных показателей разработки выделенных групп объектов и их возможные отклонения от потенциальных 68
3.1. Анализ фактических показателей разработки по выделенным группам..68
3.2. Анализ фактической динамики обводнения объектов разработки относительно моделей НИИ «Гипровостокнефть» 71
3.3. Прогноз конечных показателей разработки с помощью АГПМ 73
3.4. Выводы к третьей главе 85
Глава 4. Контроль динамики нефтенасыщенности пластов с помощью электрометрии в скважинах, оборудованных стеклопластиковыми хвостовиками 86
4.1. Некоторые методические вопросы проведения индукционного каротажа в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками (СПХ) при контроле динамики нефтенасыщенности пласта 86
4.2. Комплексный геолого-промысловый анализ временных замеров динамики нефтенасыщенности по скважинам с СПХ 88
4.3. Прогноз конечной нефтеотдачи по данным временных замеров индукционного каротажа в СПХ 95
4.4. Выводы к четвертой главе 97
Глава 5. Регулирование разработки анализируемых объектов с целью достижения потенциальной нефтеотдачи 99
5.1. Уплотнение сетки скважин до оптимальной величины 99
5.2. Бурение боковых стволов скважин 107
5.2.1. Статистическое моделирование выбора положения боковых стволов 109
5.2.2. Геологические и технологические характеристики разработки нефтяного месторождения как основа для выбора положения боковых стволов 112
5.3. Физико-химические методы системного воздействия на заглинизированные коллектора как метод регулирования разработки 119
5.4. Выводы к пятой главе 126
Заключение 128
Список использованной литературы
- Геолого-промысловые методы оценки величины остаточных запасов
- Алгоритм получения главных компонент, их геометрический и алгебраический смысл
- Анализ фактической динамики обводнения объектов разработки относительно моделей НИИ «Гипровостокнефть»
- Комплексный геолого-промысловый анализ временных замеров динамики нефтенасыщенности по скважинам с СПХ
Введение к работе
Актуальность темы
Принятие принципиальных решений на стадиях проектирования системы разработки и начального обустройства вводимого в эксплуатацию месторождения осложняется, как правило, недостаточной изученностью строения залежей нефти, характера изменения свойств вмещающих пород и насыщающих их флюидов по площадям, распределения энергетического ресурса. Классификация объектов разработки в многомерном пространстве главных компонент с выделением однородных групп и нахождением «объектов-аналогов» позволит использовать накопленный опыт разработки большого количества месторождений Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций для вступающих в эксплуатацию месторождений. Результаты анализа позволят избежать ошибок проектирования, приводящих к необратимым ухудшениям структуры запасов нефти, а также могут быть использованы при регулировании разработки объектов, находящихся на более поздних стадиях.
Интенсификация выработки остаточных запасов нефти на завершающих стадиях разработки требует грамотного применения методов контроля и регулирования разработки, ввиду нецелесообразности и экономической нерентабельности бурения новых скважин на этом этапе.
Проведенный анализ динамики нефтенасыщенности по данным геофизических исследований в группе скважин со стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском нефтяном месторождении позволил детально изучить процессы выработки пластов и перейти к оценке потенциальной нефтеотдачи объекта.
На основании обобщения опыта бурения боковых стволов скважин на пласт DII Туймазинского месторождения созданы математические модели для прогноза эффективности, а также методические приемы для выбора положения боковых стволов, использование которых для заглинизированных юрских отложений Западной Сибири, совместно с предложенной в работе технологией повышения продуктивности скважин, позволит значительно активизировать выработку запасов.
Все вышесказанное определяет актуальность решаемой проблемы.
Цель работы
Создание методики подбора оптимальных параметров систем разработки объектов, в зависимости от их геолого-физической и промысловой характеристики, с целью увеличения нефтеотдачи и достижения ее максимальных величин.
Объект исследования – 163 объекта разработки, приуроченных к нефтеносным горизонтам Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.
Предмет исследования – совокупность фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, характеристик строения и технико-технологических параметров объектов разработки.
Основные задачи исследований
1. Повышение эффективности методов контроля и регулирования разработки нефтяных объектов на основе факторного анализа.
2. Оценка влияния системы разработки нефтяного месторождения на эффективность выработки запасов.
3. Создание моделей для прогнозирования эффективности проведения мероприятий по регулированию разработки.
4. Создание адекватных моделей для прогнозирования показателей разработки месторождений, находящихся на любой стадии.
Методы исследований
Для решения поставленных задач использован широкий спектр статистических методов систематизации и анализа геолого-промысловых параметров выборки объектов разработки: регрессионный анализ, классификация объектов методом главных компонент с построением адаптационных геолого-промысловых моделей, промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи, применение для этих объектов теоретических законов или теоретических зависимостей параметров разработки, построенных по методике НИИ «ГИПРОВостокнефть», позволяющей оценить насколько текущая нефтеотдача ниже потенциально возможной. Проводилась интерпретация и анализ геофизических исследований скважин, оборудованных стеклопластиковыми обсадными колоннами. Для решения вопросов регулирования разработки в программе «BNView» строились различные виды геолого-промысловых карт. Необходимые статистические расчеты проводились при помощи программного комплекса Statistica 6.0.
Научная новизна
1.Проведена классификация выборки из 163 объектов Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций с выделением трех однородных по комплексу геолого-физических параметров групп.
2. С помощью адаптационной геолого-промысловой модели, созданной на основе геолого-физической и промысловой информации 59 объектов Западной Сибири, проведен прогноз динамики коэффициента нефтеотдачи восьми эксплуатационных объектов Северного месторождения, находящихся на ранней стадии разработки.
3. По данным геофизических исследований в скважинах, оборудованных стеклопластиковыми обсадными колоннами, оценена текущая нефтенасыщенность продуктивных пластов, а также коэффициент нефтеотдачи терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения.
Защищаемые положения
1. Анализ эффективности существующей системы разработки объектов Западной Сибири и Волго-Уральской НГП на основе классификации объектов разработки в многомерном пространстве главных компонент с выделением групп, однородных по комплексу геолого-физических параметров, характеризующих входящие в них объекты.
2. Экспресс-оценка отклонения текущей нефтеотдачи объекта от потенциально возможной с помощью теоретических зависимостей, предложенных НИИ «Гипровостокнефть», и адаптационных геолого-промысловых моделей АГПМ.
3. Контроль нефтенасыщенности пластов и регулирование разработки на основании результатов исследований индукционного каротажа в оборудованных стеклопластиковыми колоннами скважинах.
4. Выбор скважин-кандидатов для бурения боковых стволов в зависимости от промысловой обстановки и технико-технологических показателей эксплуатации объекта.
Практическая ценность и реализация в промышленности
Результаты проведенных исследований приняты к использованию на объектах ОАО «Татнефть», применяются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при проведении практических и лабораторных занятий по курсу «Контроль и регулирование процессов извлечения нефти» для студентов специальности 130503 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также магистров специальности 130500 – «Нефтегазовое дело».
Апробация работы
Основные положения и результаты исследований докладывались на II Всероссийской конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет, 2008 г.); международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова, 2009 г.); научно-практической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология» (г. Уфа, Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет, 2010 г.); межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, Ухтинский Государственный Нефтяной Технический Университет, 2010 г.); 59-62-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2008-2011 гг.).
Геолого-промысловые методы оценки величины остаточных запасов
Рассмотренная выше группа промыслово-статистических методов имеет ряд ограничений к применению и высокую чувствительность к изменению в системе разработки объектов на поздних стадиях, что может приводить к значительным погрешностям вычислений. При прогнозе с помощью этих методов не учитывается большое число промысловых показателей, характеризующих разработку и эксплуатацию месторождений, таких как динамика пластового давления, плотность сетки скважин и др. Таким образом, оставаясь одним из оптимальных по соотношению простота/качество выходной информации способов прогнозирования, эти методы зачастую нуждаются в перепроверке другими, более мощными средствами.
В более совершенной методике прогноза показателей разработки -адаптационных геолого-промысловых моделях (АГПМ) эти проблемы частично преодолены.
Эти модели можно использовать для объектов, выходящих из разведки, для оценки конечной нефтеотдачи и прогнозирования всего процесса нефтеизвлечения. Также, в отличие от экстраполяционных методов, адаптационные геолого-промысловые модели позволяют проводить прогноз нефтеотдачи с учетом изменяющегося в безразмерном времени влияния геологических и технологических параметров.
Для получения АГПМ используется аппарат математического анализа (регрессионный анализ), при помощи которого обрабатываются промысловые данные по нескольким десяткам родственных объектов, находящихся в поздней стадии разработки [89]. Для того, чтобы геолого-статистические модели были надежны, проводят классификацию объектов и в рабочую выборку включают только объекты, близкие по комплексу геолого-физическим параметров.
Адаптационная геолого-промысловая модель, как любое уравнение регрессии, представляет собой зависимость некоторой величины Y, которая называется откликом, от множества других величин xl, х2, ... хт, которые называют регрессорами. Принцип создания АГПМ приведен на рисунках 1.1 и 1.2 В зависимости от надежности геолого-промысловых данных и от геолого-физических условий разработки могут быть рекомендованы следующие варианты геолого-статистических моделей, применимые для всех групп объектов разработки. Оценка разработки залежи может проводиться по двум интегральным показателям - коэффициенту нефтеотдачи и водонефтяному фактору. I модель. Представляет собой набор линейных зависимостей текущей нефтеотдачи (водонефтяного фактора) от геолого-физических показателей на последовательные фиксированные моменты времени, определяемые обводненностью продукции объекта разработки или безразмерным временем т. II модель. Представляет набор зависимостей текущей нефтеотдачи (или ВНФ) от геолого-физических показателей и предыдущей нефтеотдачи на последовательные моменты времени.
Классификация исходной выборки объектов по комплексу геолого-физических характеристик. Выбор метода классификации. Выделение однородных групп объектов. Смысловая классификация. Анализ динамики показателей по выделенным группам объектов. III модель. Представляет набор зависимостей текущей нефтеотдачи от геолого-физических и технологических показателей. Позволяет прогнозировать текущую нефтеотдачу при определенном изменении технологических показателей, ее можно применять для оценки эффективности МУН. IV и V модели представляют собой комбинацию модели II и модели III. Подробнее на адаптационных геолого-промысловых моделях мы остановимся в третьей главе.
Алгоритм получения главных компонент, их геометрический и алгебраический смысл
Алгоритм преобразования исходных параметров в главные компоненты включает в себя следующие этапы: 1. составление матрицы исходных параметров Х-хи размерностью n m, где n - число объектов наблюдения, m - число исходных геолого-физических параметров. В нашем случае исходная матрица (таблица 2.1) имеет размерность n=163, т=26; 2. так как массив данных X представляет величины различной размерности и использование ее в исходном виде невозможно, матрицу исходных параметров преобразуют в матрицу стандартизированных параметров с помощью следующей нормировки: уv - стандартизированное значение параметра; хи - исходное значение геолого-физического параметра; М} - математическое ожидание j-ro геолого-физического параметра; о) - стандартное отклонение j-ro геолого-физического параметра. Так как ху, М} , и о) имеют размерность исходного геолого-физического параметра, то стандартизованный параметр уи -величина безразмерная; 3. матрица исходных геолого-физических параметров, приведенная к безразмерному виду, преобразуется в матрицу главных компонент Ziy
Главные компоненты - это новые переменные (оси координат), которые являются линейными комбинациями исходных измеряемых параметров, ортонормированны и выбираются из соображения минимизации среднеквадратичной ошибки для представления заданных объектов [97].
Известно [97], что задача определения новых переменных, удовлетворяющих вышеуказанным условиям, сводится к определению собственных значений и собственных векторов ковариационной матрицы. Если же исходные параметры заданы в разных единицах масштаба, то компонентный анализ проводят с использованием корреляционной матрицы.
Ковариационная матрица для случайных величин уу есть корреляционная матрица для системы исходных случайных величин хи. Если главные компоненты обозначить через Zj, то имеет место соотношение: Zj = Yoj,] = \,2,...,k, (2.2) где Y - матрица, элементы которой есть значения величины Yi для /-го объекта наблюдения; aj - т - компонентный вектор-столбец, а 1= 1,2,..., п (п - число объектов наблюдения). Полное описание всех объектов в новых координатах требует такого же количества новых переменных, т.е. требуется, чтобы к = т. Однако на практике часто обходятся меньшим числом новых координат, т.к. при указанном преобразовании дисперсия случайной величины Zj равна собственному значению [97], соответствующему собственному вектору aj. Отношение собственного значения к сумме всех собственных значений показывает долю среднеквадратичной ошибки, вносимой при исключении соответствующего собственного вектора, а значит, и соответствующей главной компоненты. Сами главные компоненты обладают следующими свойствами: - количество получаемых главных компонент равно количеству исходных параметров; - количество информации, содержащейся в ГК, равно количеству исходной информации, содержащейся в геолого-физических параметрах; - информативность первой главной компоненты выше, чем второй; информативность второй выше, чем третьей. Несколько первых главных компонент содержат практически всю исходную информацию; - благодаря их ортогональности коэффициент корреляции между главными компонентами равен нулю.
Основными требованиями, предъявляемыми к исходной выборке объектов и характеризующих их параметров для получения регрессионных зависимостей, является взаимонезависимость параметров и однородность выборки. Применение МГК в анализе позволяет соблюсти оба этих условия, что будет использовано далее для получения адаптационных геолого-промысловых моделей.
Анализ фактической динамики обводнения объектов разработки относительно моделей НИИ «Гипровостокнефть»
Осредненные зависимости доли нефти в скважинной продукции от безразмерного времени по выделенным группам объектов Для сравнения фактических показателей разработки объекта АВ з Вать-Еганского месторождения с моделями, построенными по методике «Гипровостокнефти», исходя из имеющихся геолого-физических и технологических условий анализируемого объекта, была выбрана одна из кривых динамики показателей заводнения нефтяной залежи [44], учитывающая принятую на месторождении систему заводнения и вязкость нефти в пластовых условиях.
На 2005 г. текущая обводненность продукции объекта ABi.3 составила 84,8%, доля нефти 15,2%. Такие показатели разработки по графикам «Гипровостокнефти» нефти должны соответствовать безразмерному времени разработки, равному 2, а фактически такие показатели обводненности по анализируемому объекту получены при безразмерном времени разработки, равном 0,5 (рисунок 3.6). Это позволяет с уверенностью сказать, что реализованная система разработки недостаточно эффективна. При данной обводненности продукции коэффициент нефтеотдачи должен быть выше, учитывая то, что методика «Гипровостокнефти» достаточно надежна при проектировании разработки нефтяных месторождений.
Кривые для прогнозирования процесса заводнения объекта АВі.з Вать-Еганского месторождения Большое расхождение величины безразмерного времени по фактическим данным разработки участка объекта с величиной, которая соответствует текущему нефтесодержанию продукции по методике «Гипровостокнефти», объясняется тем, что при высокой геологической неоднородности объекта АВ 1.з, он разбурен редкой сеткой скважин. Величина геологических запасов на скважину на дату анализа составляет 500 тыс. т, однако не должна превышать 300-350 тыс. т.
Это означает, что доля вовлеченных в процесс разработки запасов мала. Фактическое безразмерное время разработки при высокой обводненности продукции значительно меньше того безразмерного времени, которое должно было быть для данного объекта при текущей обводненности при условии оптимального дренирования объекта разработки.
Ввиду того, что гидродинамическая связь между элементами объекта разработки довольно низкая, применение каких-либо физико-химических методов повышения нефтеотдачи нерационально и неэффективно, а совершенствование разработки интенсификация должны проводиться в плане улучшения гидродинамической характеристики объекта и вовлечения в разработку остаточных запасов приуроченных к застойным и тупиковым зонам.
Адаптационные геолого-промысловые модели для прогноза показателей разработки нефтяных объектов Волго-Уральской НГП с мало- и высоковязкими нефтями, относящихся по проведенной во второй главе классификации к группам I и II, были созданы в 80х годах XX века [82], однако до настоящего времени не было разработано ни одной достоверной адаптационной модели для объектов Западной Сибири (III группа).
На основе геофизического и промыслового материала объектов третьей группы была создана АГПМ для прогноза показателей разработки объектов Западной Сибири. В создании АГПМ использовались данные по объектам, расстояние которых в многомерном пространстве от Северного и Южного месторождений не превышает 6 единиц. Таким образом, из исходной выборки 163 объектов для создания АГПМ было выбрано 59 объектов, геолого-физическая характеристика которых приведена в приложении Е.
Так как массив данных геолого-физических данных X представляет величины различной размерности и использование ее в исходном виде невозможно, матрица исходных параметров преобразована в матрицу стандартизированных параметров с помощью следующей нормировки: у У - стандартизированное значение параметра; Ху - исходное значение геолого-физического параметра; Mj - математическое ожидание j-го геолого-физического параметра; о,- - стандартное отклонение j-ro геолого-физического параметра. Так как Ху, Mj , и а7 имеют размерность исходного геолого-физического параметра, то стандартизованный параметр у у -величина безразмерная.
Статистическая характеристика геолого-физических параметров исходной выборки объектов приведена в приложении Е. Матрица нормированных (безразмерных) параметров приведена в приложении Ж.
При помощи метода главных компонент матрица нормированных параметров преобразована в матрицу формализованных параметров Z. Координаты наблюдений в пространстве главных компонент для 59 объектов приведены в приложении 3. В таблице 3.1 приведена вариация геолого-физических параметров по выборке объектов, участвовавших в создании АГПМ.
Комплексный геолого-промысловый анализ временных замеров динамики нефтенасыщенности по скважинам с СПХ
Результаты временных замеров ИК и проводимых совместно стандартного каротажа, радиоактивных исследований, термометрии сводились в геофизический планшет, при их интерпретации использовались следующие методические приемы [20]: - вокруг контрольной скважины выделялся участок с окружающими добывающими скважинами; по нему строился график разработки; по каждой скважине также строился график эксплуатации; - по всем скважинам участка прослеживалась динамика плотности добываемой воды, далее строился результирующий график динамики плотности воды по всему опытному участку с пересчетом на удельное электрическое сопротивление воды рв; - для учета гидродинамических условий использовались карты изобар по верхней и нижней пачкам ТТНК.
Всего было построено 12 графиков разработки по опытным участкам и 213 графиков эксплуатации по скважинам за период с 1985 по 2004 год. График разработки по группе окружающих скважин показывает интегральную характеристику динамики показателей разработки опытного участка. Графики эксплуатации окружающих скважин показывают дифференциальную характеристику динамики показателей разработки.
Анализ карт изобар позволяет оценить направление линий тока, градиенты давлений, положение нейтральных линий тока, возможное положение застойных зон. Совместное рассмотрение результатов временных замеров электрометрии в обсаженной скважине с графиками разработки опытного участка, эксплуатации окружающих скважин, гидродинамическими данными и с учетом динамики удельного сопротивления воды позволило более обоснованно проводить интерпретацию результатов ГИС [81].
Анализ временных исследований ИК по восемнадцати скважинам за более чем 10 лет позволяет сделать вывод, что истощение какого-либо объекта в какой-либо скважине не может быть признаком истощения его по площади на том или ином участке. Из-за сложности геологического строения между скважинами всегда остаются зоны с трудноизвлекаемыми запасами, застойные и тупиковые зоны, имеющие худшие коллекторские свойства. Эти зоны сохраняют внутрипластовое давление и в разработке не участвуют. Часть пласта с хорошими фильтрационно-емкостными характеристиками многократно промывается закачиваемыми водами и имеет геостатическое давление. Можно предположить, что застойные и тупиковые зоны становятся зоной питания истощенной части пласта в случае если по каким-либо причинам геостатическое давление становится меньше внутрипластового. При этом коэффициент нефтенасыщенности возрастает. Такое явление наблюдалось в скважине № 10248 и др.
По промысловой обстановке все скважины с СПХ можно разделить на три группы: I. Группа скважин 1802, 2154, 2959,7085, 7161, 7426 Арланской площади и 10252,10255,10256 Николо-Березовской площади Арланского месторождения, в которых продуктивные пласты имеют остаточную нефтенасыщенность. На рисунке 4.2 по скважине с СПХ №1802 показана динамика изменения насыщенности по десяти геофизическим и шести литологическим интервалам ТТНК. Остаточная нефтенасыщенность по отдельным геофизическим интервалам находится в пределах от 50 до 40%. Учитывая сложное строение участка и возможное наличие подвижной нефти можно рекомендовать ее доизвлечение. Основным и достаточно трудоемким способом доизвлечения может быть комплексная технология, заключающаяся в отключении наиболее обводненных пластов (различные вариации потокоотклоняющих технологий) и использование в процессе ГШД - ПАВ слабой концентрации, что позволит увеличить коэффициент вытеснения. На рисунках 4.3 и 4.4 показаны фрагменты карт изобар по верхней и нижней пачке ТТНК Арланского месторождения соответственно. На рисунке 4.5 приведен график эксплуатации опытного участка, содержащего спецскважину №1802.
