Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ структуры и состояния выработки запасов нефти месторождений волго-уральской нефтегазоносной провинции 13
1.1 Общая характеристика запасов 13
1.2 Современные критерии дифференциации запасов нефти по степени сложности их извлечения 15
1.3 Анализ структуры и состояние выработки запасов нефти 16
1.4 Оценка роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти 30
2 Группирование и классификация продуктивных объектов в условиях значительной вариации геолого-физических и геотехнологических параметров 34
2.1 Цели и методы группирования и идентификации объектов. Характеристика объектов исследования 34
2.2 Классификация объектов разработки с использованием метода главных компонент 48
2.2.1 Интерпретация результатов группирования и выделение групп объектов 48
2.2.2 Характеристика и особенности групп объектов 52
2.3 Классификация объектов разработки с использованием кластерного анализа 54
2.4 Классификация объектов разработки с использованием метода интеллектуального анализа 58
2.5 Сравнительный анализ результатов классификации МГК, кластерным анализом и ИНС 64
2.6 Анализ структуры запасов в выделенных группах 70
2.7 Методика классификации объектов с использованием статистических и интеллектуальных методов 71
3 Комплексный геолого-технолошческий анализ разработки месторождений нефти с различными категориями трудноизвлекаемых запасов нефти 74
3.1 Повышение эффективности выработки запасов нефти малоэффективных месторождений в условиях слабой геологической изученности (на примере Мухарметовского месторождения) 75
3.1.1 Геолого-физические параметры и физико-химические свойства продуктивных пластов 75
3.1.2 Анализ выработки запасов нефти и состояние разработки продуктивных пластов 77
3.1.3 Уточнение геологического строения и оценка запасов нефти по результатам дополнительных геолого-разведочных работ 81
3.1.4 Перспективы выработки запасов и регулирования разработки нефти в условиях слабой геологической изученности 84
3.2 Обоснование системного подхода к анализу разработки месторождений с высокой выработкой запасов нефти (на примере месторождений Бирской седловины) 87
3.2.1 Геолого-физическая характеристика месторождений Бирской седловины 87
3.2.2 Классификация объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем и анализ структуры запасов в выделенных группах 91
3.2.2.1 Классификация объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем 91
3.2.2.2 Анализ структуры запасов и состояния их выработки в выделенных группах 96
3.2.3 Геолого-технологический анализ разработки месторождений 105
3.2.4 Геолого-статистический анализ процесса нефтеизвлечения 118
3.2.5 Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи 122
3.3 Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов высоковязких нефтей в условиях сложного геологического строения (на примере Степноозерского месторождения РТ) 127
3.3.1 Создание современной геологической модели месторождения с использованием параметров, полученных современным комплексом программ 127
3.3.2 Особенности разработки и построения гидродинамической модели месторождения 138
3.3.3 Регулирование разработки перспективными методами повышения нефтеотдачи пластов 144 .
3.3.3.1 Прогнозирование и анализ эффективного применения циклического воздействия 144
3.3.3.2 Прогнозирование перспективных технологий теплового воздействия на пласт 147
3.4 Геолого-технологические особенности регулирования разработки и выбора способа эксплуатации крупных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 149
3.4.1 Анализ выработки запасов и перспективы совершенствования реализуемой системы разработки 149
3.4.1.1 Анализ выработки запасов нефти 149
3.4.1.2 Оценка эффективности реализуемой системы разработки 164
3.4.1.3 Анализ эффективности применяемых технологий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов 166
3.4.2 Построение детальных геологических и гидродинамических моделей продуктивных пластов (на примере Красноярско-Куединского месторождения) 172
3.4.3 Регулирование системы разработки и применение технологий эффективной выработки запасов нефти 181
4 Научно-методические основы выполнения геолого технологического анализа и прогнозирование эффективности применения методов увеличения (на примере микробиологического воздействия) 184
4.1 Комплексный геолого-технологический анализ применения микробиологических МУН на месторождениях северо-запада Башкортостана 185
4.1.1 Геолого-технологический анализ эффективности применения биокомплексного воздействия на остаточные запасы бобриковского горизонта Таймурзинского месторождения 185
4.1.1.1 Геолого-физическая характеристика участков биокомплексного воздействия 185
4.1.1.2 Методика и результаты оценки запасов нефти по участкам биокомплексного воздействия 194
4.1.1.3 Анализ разработки объектов биокомплексного воздействия 196
4.1.1.4 Определение технологического эффекта по очагам биокомплексного воздействия 199
4.1.1.5 Геолого-статистический анализ биокомплексного воздействия на продуктивный пласт 205
4.1.2 Геолого-технологический анализ эффективности применения избыточного активного ила на Юсуповской площади Арланского месторождения 213
4.1.2.1 Геолого-физическая характеристика участков воздействия избыточным активным илом 213
4.1.2.2 Оценка запасов нефти по участкам воздействия избыточным активным илом 217
4.1.2.3 Анализ разработки участков внедрения избыточного активного ила 218
4.1.2.4 Определение технологического эффекта по очагам внедрения избыточного активного ила - 221
4.1.2.5 Геолого-статистический анализ внедрения избыточного активного ила 223
4.1.3 Разработка геолого-технологических условий применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи 226
4.1.4 Прогнозирование технологической эффективности применения микробиологических методов воздействия на пласт 229
4.2 Геолого-технологический анализ применения микробиологических МУН на высокообводненных объектах Ромашкинского месторождения 230
Основные выводы и рекомендации 235
Список использованной литературы 237
- Анализ структуры и состояние выработки запасов нефти
- Цели и методы группирования и идентификации объектов. Характеристика объектов исследования
- Анализ выработки запасов нефти и состояние разработки продуктивных пластов
- Геолого-физическая характеристика участков биокомплексного воздействия
Введение к работе
Актуальность темы. Значительная степень выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации, открытие месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, связанных с низкопроницаемыми и малотолщинными коллекторами, нефтями высокой вязкости, залежами с обширными подгазовыми и водоплавающими зонами, приводит к ухудшению качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности. В создавшейся ситуации, поддержание и увеличение уровней добычи нефти возможно за счет оптимизации и совершенствования систем разработки, выбора метода увеличения нефтеотдачи. Для решения задач по регулированию разработки месторождений требуется проведение детального анализа динамики основных технологических показателей объектов эксплуатации в условиях значительной вариации геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров систем воздействия. Проведение такого анализа предполагает, во-первых, структурирование и дифференциацию запасов нефти на активные и трудноизвлекаемые; во-вторых, классификацию продуктивных отложений по наиболее значимым и информативным факторам с использованием современных подходов и методов обработки информации; в-третьих, детальный геолого-технологический анализ, который включает уточнение геологического строения с созданием моделей залежей, обобщение опыта разработки соседних или аналогичных продуктивных пластов, гидродинамическое моделирование, анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, обоснованный выбор оптимальной (с учетом экономических и экологических условий) системы разработки и технологии выработки остаточных и трудноизвлекаемых запасов. Нефтяные месторождения центральной и северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) характеризуются существенными различиями геолого-технологических условий, эффективностью выработки запасов нефти и применения методов воздействия. По месторождениям указанного региона накоплен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации. В связи с этим системный статистический и геолого-технологический анализ результатов разработки месторождений, методология его проведения, теоретические исследования в данной области для залежей нефти с различными геолого-физическими и физико-химическими условиями пластовых систем являются актуальными.
Цель работы: обеспечение эффективного регулирования разработки нефтяных месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов за счет создания новых методик системного геолого-технологического и геолого-статистического анализа, группирования и классификации продуктивных объектов, структурирования и дифференциации запасов, а также мониторинга применения методов увеличения нефтеотдачи.
Основные задачи исследований:
-
Анализ структуры запасов нефти месторождений Волго-Уральской НГП с определением доли трудноизвлекаемых с использованием современных критериев их выделения.
-
Разработка методики классификации продуктивных толщ при различных объемах данных о геолого-физических и физико-химических параметрах пластовых систем с применением независимых аппаратов математической статистики и интеллектуального анализа.
-
Систематизация и развитие методологии геолого-технологического анализа разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к сложнопостроенным залежам высоковязкой нефти, обширным водонефтяным зонам, а также к объектам со значительной выработкой запасов нефти.
-
На основе геолого-гидродинамического и геолого-статистического моделирования залежей нефти, характеризующихся различными категориями трудноизвлекаемых запасов, обоснование комплекса геолого-технологических рекомендаций по регулированию и совершенствованию систем разработки.
-
Разработка методики многоуровневого геолого-технологического анализа применения методов повышения нефтеотдачи пластов.
Методы исследований:
Решение поставленных задач основывалось на анализе и обобщении опыта разработки большой группы нефтяных месторождений Волго-Уральской НГП, на комплексном подходе с использованием методов геологического и гидродинамического моделирования, математической статистики и интеллектуального анализа (кластерный анализ, метод главных компонент и искусственных нейронных сетей). Методической основой являлся системный геолого-технологический анализ, учитывающий особенности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) нефти на различных иерархических уровнях.
Научная новизна:
1 Разработана методика классификации продуктивных пластов с использованием независимых методов математической статистики и интеллектуального анализа, учитывающая объем и качество геолого-физической и физико-химической информации, на основе которой выделены классы продуктивных объектов месторождений Волго-Уральской НГП с оценкой в них доли ТрИЗ, выявлены их особенности и определены характерные объекты для выполнения комплекса геолого-технологических исследований по регулированию разработки.
2 Обоснованы и конкретизированы геотехнологические принципы регулирования разработки месторождений с ТрИЗ нефти, на основе которых создана методология системного геолого-технологического анализа разработки месторождений с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим строением, слабой геологической изученностью, обширными водонефтяными зонами, высокой выработкой запасов.
3 Теоретически обоснован и дифференцирован по геолого-физическим условиям характерных объектов комплекс геолого-технологических решений повышения эффективности систем и технологий разработки месторождений с различными категориями ТрИЗ с использованием нестационарного заводнения в сочетании с физико-химическими, микробиологическими и термическими методами увеличения нефтеотдачи, системными обработками и оптимизацией плотности сетки скважин.
4 На примере микробиологических и комплексных технологий освоения ТрИЗ нефтяных месторождений Урало-Поволжья разработаны научно-методические подходы, позволившие установить условия эффективного применения третичных методов увеличения нефтеотдачи и получить надежные геолого-статистические модели для прогнозирования их технологических показателей.
Основные защищаемые положения:
-
Методология системного геолого-технологического анализа разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов нефти.
-
Методика классификации продуктивных объектов при различных объемах данных, характеризующих геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем с использованием различных методов математической статистики и интеллектуального анализа.
-
Методика многоуровневого геолого-технологического анализа применения методов увеличения нефтеотдачи.
-
Комплекс геолого-технологических мероприятий и рекомендаций по совершенствованию систем и технологий разработки месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых и остаточных запасов.
Достоверность полученных результатов:
Достоверность полученных результатов достигалась применением современных статистических методов обработки результатов геолого-промысловых исследований, проведенных на основе большого массива геолого-физической и геолого-технологической информации, накопленной в процессе длительной эксплуатации рассматриваемых залежей, в том числе с применением методов увеличения нефтеотдачи, с использованием современных методов геолого-гидродинамического и геолого-статистического моделирования, сходимости результатов геолого-гидродинамического, геолого-статистического и натурного моделирования.
Практическая ценность и реализация работы
Разработанные методики: классификации продуктивных объектов в условиях различных объемах геолого-технологической информации с использованием статистических и интеллектуальных методов, выполнения анализа выработки трудноизвлекаемых запасов нефти апробированы и внедрены в ОАО «Татнефтеотдача», ООО НПФ «Нефтегазразработка», ОАО «АКМАЙ» при составлении проектной и технологической документации разрабатываемых и вводимых из разведки месторождений с остаточными и трудноизвлекаемыми запасами: Мухарметовское месторождение (1998, 2003, 2005 гг.), Степноозерское месторождение (2001, 2002 гг.), Красноярско-Куединское месторождение (2004 г.), Ново-Елховское месторождение (1997 г.), Москудьинское месторождение (2000 г.), Константиновское месторождение (2001 г.), Шумовское месторождение (2001 г.).
Для НГДУ «Чекмагушнефть» разработаны и переданы для внедрения методики прогнозирования эффективности биокомплексного воздействия для объектов в терригенных отложениях нижнего карбона и определения запасов нефти по участкам биокомплексного воздействия.
Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при проведении занятий по дисциплинам «Математические методы моделирования в геологии», «Нефтегазопромысловая геология» со студентами и аспирантами специальности «Геология нефти и газа».
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались:
а) на заседаниях: Ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ (г.Уфа, 1999- 2002 гг.); Центра химической механики нефти АН РБ (г.Уфа, 2004–2006 гг.); территориальной комиссии по разработке Республики Татарстан (г.Казань, 2003–2005 гг.); Науч.-техн. советов ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (г. Пермь, 2004–2005 гг.), ОАО «ЛУКОЙЛ» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «АКМАЙ»
(г. Альметьевск, 2003–2004 гг.), ЗАО «Татнефтеотдача» (г. Альметьевск, 2001–2003 гг.);
б) на международных, межотраслевых, региональных научно-технических конференциях, конгрессах, симпозиумах и совещаниях: Европейском симпозиуме по нефтеотдаче; Регион. конф. «Геология и полезные ископаемые Западного Урала», г. Пермь, 1997 г.; 3-й Междунар. конф. по химии нефти, г.Томск, 1997 г.; Междунар. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России», УГНТУ, г. Уфа, 1998 г.; Науч.-практ. конф. (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», г. Ухта, 1999 г.; III Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы нефти и газа», г. Уфа, 2001 г.; Всерос. науч.-техн. конф. «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи», г. Тюмень, 2002 г.; 12-м Европ. симп. «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Казань, 2003 г.; Междунар. науч.-практ. конф. «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья. Геология и разведка месторождений и техногенных образований», г. Екатеринбург, 2003г.; II Всерос. науч.-практ. конф., Самара, 2003 г.; VI Конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», г. Уфа, 2005г.; Междунар. конф. «Новые технологии повышения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах», г. Ижевск, 2006 г.; Междунар. науч.-практ. конф. «Ашировские чтения», г.Самара, 2006г.; Науч.-техн. конф., посвященной
50-летию ТатНИПИнефть, г.Бугульма, 2006г.; VI Междунар. конф. «Химия нефти и газа», г. Томск, 2006 г.; Всерос. науч.-практ. конф. «Большая нефть XXI века», г.Альметьевск, 2006г.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 63 печатные работы, включая 34 статьи, из них 9 в журналах, входящих в перечень, рекомендованный ВАКом Минобразования и науки РФ, 2 монографии и 27 материалов конференций.
Личный вклад
В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, их решение, обобщение результатов, анализ и обоснование полученных результатов, рекомендации, непосредственное участие в опытно-промышленных испытаниях.
Автор выражает искреннюю благодарность научному консультанту проф. В. Е. Андрееву, проф. Ю. А. Котеневу, проф. Н. Ш. Хайрединову, проф. К. М. Федорову, плодотворное сотрудничество с которыми способствовало становлению и развитию идей, положенных в основу работы. Автор благодарит соавторов совместных работ, специалистов инженерно-геологических служб нефтегазодобывающих предприятий и коллег за большую помощь при совместных внедрениях и исследованиях.
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 249 страниц текста, 125 рисунков и 72 таблицы, список использованных источников насчитывает 158 наименований.
Анализ структуры и состояние выработки запасов нефти
Объекты исследований приурочены к структурам I порядка центрально-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В связи с этим все рассматриваемые нефтепродуктивные объекты по приуроченности к крупным структурным элементам поделены на 13 групп. При этом выполняется условие — объекты одной группы характеризуются литолого-фациальной и палеотектонической общностью. Целью выполнения анализа запасов является рассмотрение ее структуры в новых критериях выделения активных и трудноизвлекаемых запасов, т.е. с учетом и геолого-технологических критериев.
Рассматриваемая группа из 79 месторождений включает: Адилевское, Альняшское, Аряжское, Аспинское, Атерское, Бардымское, Баряшское, Батырбайское, Биавашское, Боровицкое, Бураевское, Быркинское, Габышевское, Гагаринское, Гарное, Гондыревское, Горьковское, Дороховское, Дубовогорское, Елкинское, Ергачинское, Иликовское, Казанчинское, Капканское, Караморское, Каюмовское, Кизгановское, Кипчаковское, Кокуйское, Краснохолмское, Красноярско-Куединское, Кряжевское, Кузбаевское, Кукуштанское, Кулигинское, Курбатовское, Кушкульское, Кыласовское, Лазуковское, Лесное, Лесорубное, Львовское, Маячное, Обливское, Одиновское, Озерное, Орьебашевское, Павловское, Самойловское, Светлогорское, Северо-Камское, Северо-Курашимское, Сосновское, Старцевское, Степановское, Стретенское, Сыповское, Тавдинское, Таныпская, Тарховское, Татышлинское, Тепляковское, Токаревское, Трифоновская, Троельжанское, Уинское, Урнякская площадь, Усть-Долгинское, Хатымское, Чайкинское, Чарское, Чернушинское, Четырманское, Чураковское, Шавьядинское, Шагиртско-Гожанск., Шатинское, Этышское, Югомашевское.
Распределение запасов в терригенных коллекторах показывает, что больше половины их (56 % от НИЗ) отнесены к трудноизвлекаемым (таблица 1.2). 55 % ТрИЗ сосредоточено в пластах с нефтенасыщенной толщиной менее 2 м. В низкопроницаемых коллекторах содержится 31% НИЗ от всех ТрИЗ. Нефти с вязкостью более 30 мПа-с составляют четвертую долю трудноизвлекаемых запасов в группе начальных геологических. Выработанность начальных геологических (НГЗ) и начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет 50 и 41% от ТрИЗ соответственно. Трудноизвлекаемые запасы, приуроченные к карбонатным коллекторам, имеют значительную долю (68 % от НГЗ и 72 % от НИЗ) в структуре общих запасов. Практически все ТрИЗ содержатся в пластах с толщиной менее 2 м, также значительна доля ТрИЗ в низкопроницаемых коллекторах (46 %). Запасы высоковязких нефтей составляют 12 % от НГЗ и 8 % от НИЗ. Около 48 % ТрИЗ - это запасы объектов, по которым отобрано нефти более 70 % (от НИЗ).
В пределах Пермско-Башкирского свода встречаются залежи нефти, которые характеризуются нефтенасыщенностью менее 55 %, пористостью менее 8 % и пластовой температурой менее 20 С.
Таким образом, основную долю трудноизвлекаемых запасов по Пермско-Башкирскому своду составляют залежи, характеризующиеся малой нефтенасыщенной толщиной, низкими значениями коэффициента проницаемости, нефтью высокой вязкости и коэффициентом использования запасов (КИЗ) более 70 %.
Вельская депрессия Вельская депрессия включает следующие месторождения нефти: Архангельское, Ветосское, Карлинское, Карташевское, Лемезинское, Малышевское, Осеннее, Северо-Зирганское, Табынское. Все запасы этих месторождений относятся к трудноизвлекаемым. Залежи нефти в терригенных коллекторах высоковязкие. В карбонатных коллекторах критерием отнесения ТрИЗ являлась высокая вязкость нефти (более 50 % запасов), низкая пористость и проницаемость, их доля составляет 38 и 12 %, коэффициент использования запасов - 40 % от НГЗ. Ввиду того что около половины залежей приурочены к пермским отложениям (сакмаро-артинским) и залегают на небольших глубинах, и, соответственно, характеризуются высокой пластовой температурой, на их долю приходится 25 % ТрИЗ (таблица 1.3)
Запасы нефти рассматриваемого геоструктурного элемента приурочены к следующим месторождениям: Амировскому, Андреевскому Арланскому, Бирскому, Гареевскому, Илишевскому, Карача-Елгинскому, Манчаровскому, Менеузовскому, Бурскому, Саитовскому, Саузбашевскому, Таймурзинскому, Тузлукушевскому, Чекмагушевскому, Чермасанскому и Шелкановскому.
Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различается, распределение запасов и суммарных отборов нефти по продуктивным толщам приведено в таблице 1.4.
Цели и методы группирования и идентификации объектов. Характеристика объектов исследования
Ввиду значительного сходства групп по большинству основных показателей, их описание аналогично результатам приведенных по МГК.
Объекты в карбонатных коллекторах определились в пять групп. В первую группу вошло 230 объектов, во вторую — 266, в третью — 90, в четвертую — 66 и в пятую — 57. Не вошли в группы 40 исследуемых объектов. Сходимость результатов кластерного анализа с результатами МГК по максимальным и минимальным значениям не отмечается. Пятая группа по сравнению с остальными группами является наиболее «контрастной» здесь большее количество максимальных и минимальных значений параметров. В данную группу вошли объекты, характеризующиеся неблагоприятными свойствами нефти и низкими толщиными характеристиками. Благоприятными же свойствами нефти обладают объекты четвертой группы, но они характеризуются низкими коллекторскими свойствами. Высокой неоднородностью и максимальной глубиной залегания характеризуется объекты третьей группы. Вторая группа объектов является самой значительной, и так же, как и пятая может быть охарактеризована высокой величиной вязкости и содержания АСПВ. Кроме того, в данную группу вошло много мелких залежей, характеризующихся малой площадью нефтеносности. Первая группа представлена объектами, для которых характерны средние значения параметров пластовых систем практически по всем характеристикам.
С каждым годом возрастают требования к использованию различных математических характеристик, функций и аппаратов, нацеленных на обработку информации в нефтегазодобывающих предприятиях. В основном эти требования касаются надежности получаемых результатов и, как следствие, уменьшения их погрешности, возможности получения более или менее достоверной информации при условии недостатка данных и их значительной вариации. Кроме того, процесс разработки и эксплуатации месторождений углеводородов характеризуется целым рядом особенностей как геологической, так и технологической информации, начиная от погрешностей в различных параметрах скважин, залежей, месторождений до нерегулярности сбора информации по времени. Все вышеперечисленное существенно затрудняет использование общепринятых методик и аппаратов, направленных на распознавание и кластеризацию объектов, прогнозирование и оптимизацию. Таким образом, возникла необходимость в использовании анализа данных, который основывался бы не только на строгом порядке формул и условий, а имел бы гибкую, логическую, обучаемую и интеллектуальную составляющие. Одним из инструментов такого анализа, который подходит к решению плохо формализованных задач, является искусственная нейронная сеть.
Типовые задачи, которые способны решать нейросетевые системы, представляются следующим образом [77]: — распознавание образов. Задача состоит в отнесении входного набора данных, представляющего распознаваемый объект, к одному из заранее известных классов; кластеризация данных. Задача состоит в группировке входных данных по присущей им "близости". Алгоритм определения близости данных (определение расстояния между векторами, вычисление коэффициента корреляции и другие способы) закладывается в нейросеть при ее построении. Сеть кластеризует данные на заранее неизвестное число кластеров. Наиболее известные применения кластеризации связаны со сжатием данных, анализом данных ряду ограничений и оптимизирующее значение целевой фуНКЦИИ:. — контекстно-адресуемая; (ассоциативная) память. Эта память позволяет считывать содержимое по частичному- или искаженному представлению входных данных. Основная область применения — мультимедийные базы данных. Задачи, которые решаются с помощью ИНС в разработке и эксплуатации нефтегазовых залежей-и геолого-промысловом анализе в основном сводятся к следующему [71-76]: -классификация объектов по геолого-технологическим характеристикам; -прогноз добычи нефти и газа; -оценка и моделирование эффективности проводимых и планируемых геолого-технических мероприятий. Теория искусственных нейронных сетей в настоящее время проходит этап формирования; что обусловливает разнообразие постановок проблем и основных определений. Исследователи наделяют искусственные нейроньг разнообразными свойствами, которые, по их мнению, адекватны функциям биологических нейронов- и позволяют получать решение актуальных для исследователя задач. Искусственные нейронные сети чрезвычайно разнообразны по своей архитектуре. Все они имеют простой общий базовый элемент — искусственный нейрон (рисунок 2.5). Искусственный нейрон, далее просто нейрон, задается совокупностью своих входов xih гє{1,2,...}, весами входов wlit функцией состояния s,- и функцией активации . Линейные нейронные сети используют нейроны с линейной функцией активации. Нелинейные (рисунок 2.6) применяют нелинейную функцию активации, например, пороговую или сигмовидную [77, 78]. При построении нейронных сетей используется несколько стандартных архитектур. Выделяется две базовых архитектуры нейронных сетей — слоистые (однонаправленные) и полносвязные (рекурентные) сети. Элементы слоистых и полносвязных сетей могут выбираться по-разному. Существует стандартный выбор — нейрон с адаптивным неоднородным линейным сумматором на входе (рисунок 2.6). Составление сети из нейронов стандартного вида (рисунок 2.6) не является обязательным. Слоистая или полносвязная архитектуры не налагают существенных ограничений на участвующие в них элементы. Единственное жесткое требование, предъявляемое архитектурой к элементам сети, это соответствие размерности вектора входных сигналов элемента (она определяется архитектурой) числу его входов [79-84]. Способность к обучению является фундаментальным свойством мозга. В контексте ИНС процесс обучения может рассматриваться как настройка архитектуры сети и весов связей для эффективного выполнения специальной задачи. Обычно нейронная сеть должна настроить веса связей по имеющейся обучающей выборке. Функционирование сети улучшается по мере итеративной настройки весовых коэффициентов. Для конструирования процесса обучения необходимо иметь модель внешней среды, в которой функционирует нейронная сеть - знать доступную для сети информацию. Эта модель определяет парадигму обучения.
Анализ выработки запасов нефти и состояние разработки продуктивных пластов
Анализ и исследования множества эксплуатационных объектов, выполненные в предыдущих разделах, показали что, большинство из них можно выделить в отдельные группы по характерным критериям отнесения к трудноизвлекаемым запасам: - месторождения, характеризующиеся высокой выработкой запасов (КИЗ более 70 %); - месторождения нефти, разрабатываемые на естественном природном режиме (малоэффективные мелкие месторождения); - месторождения, характеризующиеся высокой вязкостью нефти; - крупные месторождения, имеющие значительную долю запасов нефти в карбонатных коллекторах и обширную водонефтяную зону. К наиболее показательным месторождениям с указанными характеристиками в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) можно отнести: месторождения Бирской седловины, Мухарметовское, Степноозерское и крупные месторождения севера Башкирского свода (Красноярско-Куединское, Четырманское, Югомашевское). На примере этих месторождений в работе продемонстрированы основные направления регулирования разработки с целью оптимизации выработки различных категории ТрИЗ. Следует отметить, что геолого-технологический анализ и регулирование разработки нефтяных месторождений, в том числе с применением МУН, совершенствованием принципов и методов, рассматривался большой группой выдающихся ученых и производственников, таких как Р. Г. Абдулмазитов, Р. X. Алмаев, В. Е. Андреев, Ю. В. Антипин, В. А. Бадьянов, Б.Т. Баишев, К.С. Баймухаметов, Ю.Е. Батурин, Р. Н. Бахтизин, А. Ф. Блинов, A. А. Боксерман, В.Я. Булыгин, М.Д. Валеев, Г.Г. Вахитов, В.Д. Викторин, В.В. Девликамов, Л.Ф. Дементьев, Р. Н. Дияшев, Ю. В. Желтов, С. А. Жданов, С.А. Забродин, Л.Н. Загидуллина, С.Н.Закиров, Ю.В. Зейгман, P.P. Ибатуллин, М. М. Иванова, В. Е. Кудинов, Р. Я. Кучумов, И. А. Ларочкина, Л. Е. Ленченкова, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, В.И. Мархасин, И. Л. Мархасин, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, Э. Д. Мухарский, Р. Я. Нугаев, Б. М. Орлинский, И. Г. Пермяков, М. К. Рогачев, М. М. Саттаров, С. А. Султанов, Л. М. Сургучев, Б. М. Сучков, Э. М. Тимашев, М. А. Токарев, Р. Т. Фазлыев, К.М. Федоров, Р.Х. Хазипов, Н. Ш. Хайрединов, Э. М. Халимов, М. М. Хасанов, Р. С. Хисамов, Н. И. Хисамутдинов, B. Н. Щелкачев, Э М. Юлбарисов, И. Г. Юсупов, В. Л. Яхимович и др. К малоэффективным мы относим месторождения, которые при применении традиционных методов разрабатываются со сравнительно низкими технико экономическими показателями и низкой нефтеотдачей. Причиной этого являются особенности геологического строения (небольшие размеры месторождений, сравнительно низкая концентрация запасов как по площади, так и по разрезу, превалирующая доля ТрИЗ, низкая продуктивность скважин). [68]
Для разрабатываемых средних и крупных месторождений новые данные, полученные в результате выполнения работ по уточнению геологического строения: распространение пород-коллекторов, выделение слабопроницаемых зон, изменение нефтенасыщенности и эффективной нефтенасыщенной толщины, контуров ВНК и т.д., в большинстве случаев оказывают незначительное изменение на систему разработки. Аналогичные мероприятия для мелких месторождений могут привести к пересмотру всей сложившейся системы разработки.
Изменение представления о геологическом строении, в частности геолого-физических характеристик продуктивных пластов, ведет к пересмотру подсчетных параметров разрабатываемых объектов. Даже в случае изменения запасов углеводородов, не превышающем 10 %, для мелких месторождений пересмотр способа эксплуатации и системы размещения скважин весьма вероятен. Соответствующий пересмотр системы разработки месторождения был выполнен на Мухарметовском нефтяном месторождении.
С целью изучения геологического строения Мухарметовского месторождения на его площади были выполнены работы по переобработке и переинтерпретации материалов геолого-разведочных работ. [26] В результате работ было уточнено местоположение геологических объектов, выявленных предшествующими работами, а также контура нефтеносности Северо-Булатовского, Восточно-Булатовского, Южно-Булатовского, Чалпинского, Огореловского и Северо-Огореловского поднятий по отложениям бобриковского, тульского и пашийского горизонтов. Изменение в представлении форм и размеров залежи повлекло изменение в запасах нефти и системе разработки месторождения.
Мухарметовское нефтяное месторождение площадью 62,5 км2 расположено на востоке Республики Татарстан и введено в разработку в 1998 году. Поисково-разведочное бурение началось в 1952 году бурением двух скважин № 29, 30, далее разведочные скважины были пробурены в 1985-1986гг. По результатам разведочных работ выявлено 10 залежей нефти: в пашийских отложениях - шесть, в бобриковском горизонте — две, к кизеловскому и елецкому приурочено по одной залежи. На Мухарметовском месторождении нефтепроявления установлены в диапазоне от бобриковских до пашийских отложений включительно. В нижнее-каменноугольных отложениях залежи нефти приурочены к турнейскому ярусу и бобриковскому горизонту. В верхнедевонских отложениях нефтепродуктивным является пласт елецкого горизонта, в нижнедевонских—пашийского горизонта. В тектоническом плане Мухарметовское месторождение расположено в южной части северо-восточного склона Татарского свода в пределах террасы имеющей слабый наклон на северо-восток (рисунок 3.1). В пределах лицензионной площади, поверхность кристаллического фундамента имеет сложное блоковое строение с тремя системами прогибов, что привело к сложным соотношениям поверхностей осадочного чехла.
Геолого-физическая характеристика участков биокомплексного воздействия
Согласно утвержденному варианту разработки на продуктивные залежи предлагалось пробурить 11 скважин. На залежи нефти в пашийских отложениях Булатовского поднятия размещение скважин планировалось по сетке 400x400м. Все остальные залежи предлагалось разбуривать сеткой скважин 300x300 м. Срок разбуривания составлял 7 лет. Очередность разбуривания и ввод скважин в разработку месторождения по рекомендуемому варианту была следующая: - бурение скважин начать на залежи пашйского горизонта Северо Огореловского участка — одна скважина. Дальнейшее разбуривание залежей нефти других поднятий пашийского горизонта предлагается продолжить через два года бурением семи скважин; - разработку залежи в елецком горизонте рекомендовалось вести двумя скважинами: первая вводится из бурения в первом году; вторая - вводится переводом с кизеловского горизонта через 12 лет; - выработку запасов кизеловского горизонта планируется проводить пятью скважинами. На данную залежь бурится две скважины; - на залежь нефти в бобриковском горизонте бурение не предусмотрено. Разработка ее осуществляется уже пробуренными скважинами и возвратным фондом. Всего предлагается пробурить 10 добывающих скважин и одну оценочную скважину. При реализации вышеуказанного варианта, коэффициент извлечения нефти по Мухарметовскому месторождения составил - 0,321. Выполненные ранее геолого-разведочные исследования не позволяют говорить о высокой достоверности структурных построений, по причине небольшой плотности сейсмических профилей. Следует отметить и слабую изученность визейских врезовых зон, тектонических нарушений. В условиях низкой изученности геологического строения и различий в построении новых геологических моделей продуктивных залежей успешность эксплуатационного бурения оценивается как низкая и может повлечь за собой высокий финансовый риск для недропользователя. Следует отметить, проведенные работы, имеющие целью изучение геологического строения Мухарметовского месторождения, выполнены в достаточном объеме. Обобщая опыт развития системы разработки, проведения геолого-разведочных работ Мухарметовского месторождения и рекомендации авторов [69], среди известных методов локального прогноза нефтеперспективных объектов, подготовленных сейсморазведкой могут быть рекомендованы «Нейросейсм», ГГХМ, БГХТ, а также активно разрабатываемые и внедряемые методы: низкочастотное сейсмическое зондирование, нестабильность гравитационного поля и поглощения, и дисперсии скорости. Кроме того, с целью изучения- форм и размеров выявленных структур, уточнения всех элементов возможных ловушек рекомендуется плотность сейсмопрофилей не менее 3,0 пог.км/км . В пределах лицензионных границ Мухарметовского месторождения- плотность сейсмопрофилей составляет 1,766 пог.км на 1 км2. Выполнение данных работ позволит с более высокой точностью представить геологическое строение продуктивных пластов и тем самым создать оптимальную систему разработки месторождения. В сложившихся условиях Мухарметовского месторождения рекомендуется: — начать бурение на залежь-кизеловского горизонта Южно-Булатовского поднятия по одной скважине в течение 4 лет сеткой 400x400 м. Кроме пробуренного фонда эксплуатацию, залежи предусматривается проводить скважинами, переведенными с залежи бобриковского горизонта (скважина № 40005) и елецкого горизонта (скважина № 41008); — на залежь нефти бобриковского- горизонта Южно-Булатовского поднятия бурение, как и ранее, не предусмотрено. Разработку залежи предлагается- осуществлять скважинами, переходящими с кизеловского и елецкого горизонтов. На залежь Северо-Булатовского поднятия в сводовой части должна быть пробурена одна скважина; — разработку залежи нефти елецкого горизонта по причине того, что уточнение геологического строения залежи не проводилось, вести как предусмотрено в технологической.схеме - двумя скважинами; — бурение пяти скважин на залежи нефти пашийского горизонта. Расстояние между скважинами 300 м. Всего на месторождении, как и в технологической схеме, фонд для бурения- остался неизменен. Предлагается пробурить 10 эксплуатационных скважин и одну оценочную. Для мелких месторождений, работающих на режиме истощения с низкими дебитами, критериями подбора технологий являются: внедрение технологии через эксплуатационную скважину, продолжительный технологический эффект и низкая цена технологии. На, основании этих критериев обоснованы, подобраны и рассчитаны следующие технологии: — для залежей нефти в терригенных коллекторах — дилатационно волнового воздействия (ДВВ) [28] с одновременной обработкой призабойной зоны пласта по технологии ограничения водопритока на основе цеолита и внедрение ГОС «Уфа-гель» через одну нагнетательную скважину на Булатовском участке; - для залежей нефти в карбонатных коллекторах целесообразно использование композиции СКРИД в целях интенсификации добычи. Данная технология предназначена для карбонатных коллекторов с обводненностью продукции не более 70 %. Расчеты показали, что при реализации данного подхода к разработке месторождения конечный коэффициент извлечения нефти составит 36,9 % при утвержденном КИН 32 %. Выводы: Последовательный подход к созданию системы и выбору способа эксплуатации мелких месторождений (на примере Мухарметовского месторождения) может заключаться в следующем: - с целью изучения форм и размеров выявленных структур, уточнения всех элементов возможных ловушек плотность сети сейсмопрофилей должна составлять не менее 3,0 пог.км/км , в настоящее время плотность сети в пределах лицензионных границ Мухарметовского месторождения составляет 1,766 пог.км на 1 км2; - для выявления нефтеперспективных структур, характеризующихся коллектором, насыщенным флюидом, рекомендуется использовать относительно недорогие методы локального прогноза характера флюида, насыщающего ловушку: низкочастотное сейсмическое зондирование, геохимические исследования, нестабильность гравитационного поля, поглощения и дисперсии скорости и т.д.; - с целью обоснованного получения данных об эксплуатации продуктивных отложений необходимо выполнение математического моделирования процесса нефтеизвлечения в сложившейся геологической обстановке строения залежей нефти, для Мухарметовского месторождения на основе новой геологической модели создана фильтрационная модель; - рассмотреть технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи. Для мелких месторождений, работающих на режиме истощения или с единичными нагнетательными скважинами, критериями подбора технологий являются: внедрение технологии через эксплуатационную скважину, продолжительный технологический эффект и низкая цена технологии; - возобновить эксплуатационное бурение после уточнения контуров нефтеносности залежей. С учетом указанной последовательности был выполнен геолого-промысловый анализ разработки залежи, проведены неоднократные расчеты на фильтрационной модели в результате чего, предложен вариант, при котором достигаемый КИН по Мухарметовскому месторождению составил 36,9 %.
