Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ методов увеличения нефтеотдачи и свойств нефтяных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК 10
1.1 Современные технологии увеличения нефтеотдачи 10
1.1.1 Технологии, основанные на закачке воды 13
1.1.2 Технологии, основанные на закачке газа 18
1.1.3 Технологии, основанные на тепловом воздействии 21
1.1.4 Комбинированные технологии 22
1.1.5 Потенциал и пути совершенствования технологий увеличения нефтеотдачи 25
1.2 Анализ применимости технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК 26
1.2.1 Статистика применения технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК 26
1.2.2 Геолого-физические и технические факторы, осложняющие применение технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК 28
1.2.3 Перспективы выбора методов увеличения нефтеотдачи применительно к начальным геолого-физическим свойствам нефтяных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК 32
1.2.4 Неоднородность и изменение свойств нефтяных и нефтегазовых коллекторов и насыщающих флюидов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК в период разработки 43
1.2.5 Обобщение результатов анализа нефтяных месторождений 64
Выводы по разделу 1 65
2. Современные методики оценки эффективности и выбора технологий увеличения нефтеотдачи 67
2.1 Традиционный выбор технологий увеличения нефтеотдачи 67
2.2 Зарубежные и отечественные методики выбора технологий увеличения нефтеотдачи 70
Выводы по разделу 2 73
3. Разработка метода и программной реализации выбора технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК 75
3.1 Описание структуры новой аналитической системы для выбора технологий увеличения нефтеотдачи 75
3.1.1 Выбор и обоснование среды программирования 79
3.2 Учет неоднородности нефтяных коллекторов в аналитической системе «Матрица применимости МУН» 81
3.3 Разработка метода выбора технологий увеличения нефтеотдачи для месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК 86
Выводы по разделу 3 94
4. Результаты применения метода выбора технологий повышения нефтеодачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК 96
4.1 Анализ применимости МУН для группы месторождений Западной Сибири 96
4.2 Анализ применимости МУН для нефтяных коллекторов Первомайского, Северного и Советского месторождений 102
Выводы по разделу 4 108
Основные выводы и рекомендации 109
Список использованных источников 110
Приложения 123
Приложение 1. Систематизация критериев применимости МУН
Приложение 2. Акт внедрения программы «Матрица применимости МУН» и базы данных «Мировые и отечественные проекты МУН» в проектах разработки нефтяных месторождений.
- Геолого-физические и технические факторы, осложняющие применение технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК
- Неоднородность и изменение свойств нефтяных и нефтегазовых коллекторов и насыщающих флюидов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК в период разработки
- Учет неоднородности нефтяных коллекторов в аналитической системе «Матрица применимости МУН»
- Анализ применимости МУН для нефтяных коллекторов Первомайского, Северного и Советского месторождений
Введение к работе
з
Актуальность проблемы
Долговременная невостребованность в России современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) наряду со значительным ухудшением структуры извлекаемых запасов и низкой эффективностью их разработки традиционными методами привели к падению средней проектной нефтеотдачи в стране и одном из главных нефтедобывающих районов - Западной Сибири. Стабилизировать добычу действительно возможно за счет возрождения программы масштабного внедрения МУН. Однако возобновление программы внедрения технологий повышения нефтеотдачи связано с множеством проблем, которые нужно исследовать и решать.
Необходимость проведения комплексного анализа эффективности внедрения МУН на залежах для корректировки стратегии и тактики выполнения работ по восполнению ресурсной базы, а также отсутствие методов и программ подбора технологий воздействия для конкретных геологических условий объекта отмечается многими специалистами в области разработки нефтяных месторождений. Технологии увеличения нефтеотдачи проводятся точечно и несистемно, в том числе из-за отсутствия отработанной методики проектирования. В ОАО «Томскнефть» ВНК (Восточная нефтяная компания) набор применяемых технологий невелик и в основном включает физико-химические методы воздействия. Технологии используются на малых объектах с несколькими скважинами. Все это требует расширения спектра технологий увеличения добычи нефти и соответственно более детального подхода к вопросам оценки эффекта и выбора МУН применительно к конкретным гео лого-физическим условиям коллекторов.
В этой связи, обоснование и разработка новых методов выбора технологий повышения нефтеотдачи является весьма актуальной задачей.
4 Цель работы
Обоснование и разработка метода выбора технологий увеличения нефтеотдачи для повышения эффективности их реализации на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК.
Основные задачи исследования
-
Систематизация свойств нефтяных коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК и сопоставительный анализ с гео лого-промысловыми условиями эффективно осваиваемых нефтяных месторождений в мире.
-
Исследование и обоснование применимости технологий увеличения нефтеотдачи посредством адресного гео лого-фильтрационного моделирования.
-
Разработка метода выбора технологий воздействия на нефтяные пласты и его реализация в соответствующих программных продуктах
-
Оценка применимости и выбор МУН при разработке нефтяных месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются нефтяные коллектора месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК, предметом - подход к выбору технологий увеличения нефтеотдачи.
Научная новизна выполненной работы
1. Впервые проведен сопоставительный анализ свойств нефтяных
коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК с геолого-
промысловыми условиями эффективно осваиваемых нефтяных месторождений
в мире.
2. На основе геолого-фильтрационного моделирования месторождений,
разработанного аналитического подхода к выбору МУН, анализа гео лого-
промысловых данных показано, что применение технологий повышения
нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК необходимо
планировать с учетом значительной пространственной неоднородности и
динамики изменения свойств нефтегазовых залежей в процессе разработки.
3. Разработан новый метод выбора технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК, который учитывает девять видов неоднородности и динамику изменения свойств коллекторов.
Практическая ценность и реализация
Основные результаты гео лого-гидродинамических исследований, разработанная база данных «Мировые и отечественные проекты МУН» и программа для ЭВМ «Матрица применимости МУН» для выбора технологии воздействия использовались в ОАО «ТомскНИПИнефть» при создании проектов разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Также результаты исследований применяются в учебном процессе ТПУ при подготовке специалистов по направлению «Нефтегазовое дело».
Основные защищаемые положения
-
Применение технологий увеличения нефтеотдачи, которым благоприятствуют начальные гео лого-физические условия коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК, необходимо планировать с учетом значительной пространственной неоднородности и динамики изменения свойств нефтяных залежей.
-
Научно-методический подход к выбору технологий повышения нефтеотдачи применительно к геолого-физическим условиям разнородных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК, учитывающий гео лого-физические параметры пласта, неоднородность и динамику изменения свойств коллекторов в процессе разработки.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 5 - «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и гео лого-технологических процессов».
6 Апробация результатов исследований
Основные положения работы докладывались на Научно-техническом Совете ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2010-2013 гг.); на Международной научно-практической конференции (НПК) «Увеличение нефтеотдачи -приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Казань, 2011); IV Всероссийской НПК «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» (Уфа, 2011); Всероссийской НПК «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2012); VIII Всероссийской НТК «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2012); Всероссийской НПК «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2013); IV Всероссийской НПК «Научные проблемы использования и охраны природных ресурсов России» (Самара, 2012); Международном симпозиуме им. Академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2010-2013); Всероссийской НПК «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», (Москва, 2011); Кустовой НТК молодых специалистов ОАО «НК» Роснефть» (Анапа, 2013).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 14 печатных работах, в том числе три работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Получено свидетельство о государственной регистрации базы данных, свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 27 таблиц, 50 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 114 наименований, 2 приложений.
Геолого-физические и технические факторы, осложняющие применение технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК
На разрабатываемых месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК присутствуют практически все типы остаточных запасов, описанных в литературе [73]:
- нефть в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных заводнением (Крапивинское, Двуреченское);
- нефть в застойных зонах однородных пластов (Колотушное, Западно-Карайское месторождения);
- нефть в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами (Вахское месторождение);
- капиллярно-удержанная и пленочная нефть (Советское и др.).
На каждый вид остаточной нефти необходим целевой метод увеличения нефтеотдачи. Однако существует ряд факторов, осложняющих проектирование и дальнейшее применение МУН, на месторождениях Западной Сибири.
Исходя из опыта разработки и геолого-фильтрационного моделирования нефтяных месторождений, выделяются следующие осложняющие нефтедобычу факторы. Первым фактором является геологическая неоднородность продуктивных пластов, которая присутствует в большинстве месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК. Зачастую неоднородность выражается в виде расчлененности пластов, значения которой для месторождений Западной Сибири может варьироваться в порядке от 2 до 8 и более, а также высокого коэффициента анизотропии.
Предельная неоднородность пластов в случае трещиноватости коллекторов вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование [54].
Искусственная трещиноватость пластов часто является следствием массового гидроразрыва пласта (ГРП), особенно развитого на месторождениях Западной Сибири с 2003-2004 гг. (Григорьевское, Игольско-Таловое, Крапивинское, Онтонигайское и другие). Эффект ГРП может нести двоякое действие. С одной стороны данные операции значительно интенсифицируют добычу и даже в ряде случаев увеличивают КИН, например, в случае низкопроницаемых коллекторов [58]. С другой стороны, искусственная сеть трещин может усугубить отставание и несовершенство системы поддержания пластового давления (ППД), привести к прорыву воды из водонасыщенных пропластков, деформации пород в призабойной зоне пласта и выделению свободного газа, который снижает относительную проницаемость по нефти в околоскважинной зоне [83].
Естественная трещиноватость [68] не присуща коллекторам Томской области. Наличие двойной пористости и проницаемости и, соответственно, значительный процент естественных трещин можно отметить только на Чкаловском нефтегазоконденсатном месторождении в пласте М.
Набухание глинистых материалов можно отметить на Советском месторождении, на Кошильской площади Вахского месторождения. Загрязнение призабойной зоны пласта АВ («Рябчик») при вскрытии влияет на характеристики притока в скважину, значительно увеличивает скин-эффект. Для технологий увеличения нефтеотдачи, основой которых является закачка воды, данное явление значительно ухудшает их применимость [54, 73]. При применении тепловых МУН, когда глина присутствует в матрице породы и является цементирующим материалом зерен горной породы, может нарушиться консолидация пластов и происходить большой вынос песка в добывающие скважины [40, 104].
Наличие подошвенныху -подстилающих-вод-встречается, на Северном нефтегазоконденсатном месторождении, Южно-Черемшанском нефтяном месторождении. Согласно практическому опыту работ присутствие подошвенных вод отрицательно влияет на эффективность традиционных потокоотклоняющих технологий. Однако отмечаются случаи эффективного применения этих работ. Одним из условий эффективности таких работ считается преобладание в разрезе пород нефтенасыщенной части [20].
Наличие зон карбонатизации на Игольско-Таловом отмечено в работе [24] по результатам сейсмических, керновых и других данных. Однако на применимость МУН влияет большой процент карбонатизации [54].
По результатам интерпретации сейсмического профилирования и анализа разработки наличие разломов наблюдается на Вахском, Даненберговском, Трайгородском и других месторождениях. Проницаемые разломы слабо влияют на выбор системы разработки и принятие проектных решений, однако, учитываются в виде рисков. Непроницаемые экраны с одной стороны создают барьеры по проницаемости, с другой - зону трещиноватости вблизи разломов [3], что требует модификации существующей системы разработки.
Наличие суперколлекторов, как следствие высокой неоднородности приводит к скорому прорыву закачиваемой воды по высокопроницаемым каналам (Крапивинское, Двуреченское месторождения). Закачка одного агента воды или газа в таких условиях будет неэффективна.
Технологические параметры, влияющие на эффективность разработки
Среди технологических параметров, влияющих на эффективность разработки и достижение конечного коэффициента нефтеотдачи можно выделить следующие:
1) Заколонное циркулирование жидкости. Данные промыслово-геофизических исследований показывают наличие заколонного циркулирования на площадях Игольско-Талового, Лугинецкого, Советского и других месторождений. Заколонные перетоки на нагнетательных скважинах-ухудшают приемистость, на добывающих скважинах способствуют снижеїшю- относительной- фазовой- -проницаемости._ (ОФП). по, нефти, и увеличению ОФП по воде.
2) Совместная разработка пластов при существенном различии проводимостей (произведению проницаемости на эффективную толщину) также снижает возможность оптимальной выработки запасов. При этом невозможно проводить раздельный мониторинг состояния пластов.
3) На некоторых месторождениях происходит интенсивная разработка с давлением на добывающих скважинах ниже давления насыщения, что приводит к выделению свободного газа в пласте и образованию техногенных газовых шапок. Для большинства методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, ввиду возможности прорывов нагнетаемых рабочих агентов в газовую часть, обладающую в 20-100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть [54].
Методологическая проблема выбора технологий повышения нефтеотдачи
Рассматривая методологические проблемные задачи проектирования методов повышения нефтеотдачи можно выделить предпроектный выбор технологий применительно к геолого-физическим свойствам коллекторов.
При большом разнообразии геолого-физических свойств коллекторов и сопутствующих осложнениях разработки на месторождениях Западной Сибири стоит проблема подбора оптимальных технологий. Данный вопрос также отмечен в работах [8, 29, 54]. При проектировании МУН важно принимать во внимание геологические, технологические и экономические ограничения методов.
Неоднородность и изменение свойств нефтяных и нефтегазовых коллекторов и насыщающих флюидов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК в период разработки
В настоящее время, предварительный выбор технологий и анализ геолого-физических данных зачастую осуществляется исходя из вышерассмотренных усредненных характеристик целого пласта. Однако большинство месторождений Томской области характеризуются значительной неоднородностью свойств коллекторов и пластовых флюидов по латерали и вертикали и изменением данных свойств в процессе разработки. Названные факторы существенно влияют на применение технологий повышения нефтеотдачи.
Неоднородность свойств коллекторов и пластовых флюидов Проницаемость пластов коллекторов Томской области варьирует в широких пределах (от сотых долей до нескольких мкм ). Фильтрационно-емкостные свойства изменяются по площади и разрезу. Толщина продуктивных отложений может изменяться от нескольких метров до десятков метров. Выраженная неоднородность по толщине пластов, а также высокая их расчлененность проиллюстрирована на примере разреза объекта АВ, Советского месторождения (рисунок 1.9).
Изменчивость свойств в пространстве, присущая пластовым флюидам, выявляется по результатам анализа проб нефти по месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК.
Крапивинское месторождение характеризуются сложным геологическим строением. Основной продуктивный пласт Юі представлен при этом мелководно-морскими отложениями. В пределах пласта Юі отмечается не только колебание водонефтяного контакта и изменение его абсолютной отметки до нескольких десятков метров, но и различные уровни зеркала свободной воды, причинной которых явились, судя по всему, зоны деструкции и тектонические нарушения [62]. В этой связи на месторождении наблюдается значительный разброс в свойствах нефти. На основании анализа физико-химических проб нефти Крапивинского месторождения можно наблюдать, что по параметрам плотности и вязкости нефти месторождение может быть дифференцировано как минимум на три блока: центральный, северный и южный (рисунок 1.10 а, б).
Различие в плотности нефти может означать, что не всегда можно применить один и тот же метод ко всей залежи, либо необходима модификация технологии.
Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение состоит из 4 сложно построенных объектов. Каждый объект имеет газовую шапку и нефтяную оторочку. Анализ проб нефти верхнего объекта Ю] данного месторождения, полученных в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть» [17], выявляет скважины, которые находятся в непосредственной близости, но имеют различную плотность нефти (рисунок 1.11).
Как видно из рисунка 1.11, различие в значениях плотностей нефти для указанного участка может доходить до 40 кг/мЗ, как для скважин №№ 1110 и 568.
Изменение свойств нефтяных и нефтегазовых коллекторов в процессе разработки
Если потенциально эффективные в определенный момент жизни месторождения технологии увеличения нефтеотдачи отложили по различным причинам, то временное окно применимости технологий повышения нефтеотдачи может быть утеряно, даже в случае его изначального, наличия. Это объясняете .динамикой свойств коллекторов и пластовых флюидов в период разработки месторождений.
Такие свойства как неоднородность пласта, насыщающих флюидов, водонасыщенность, пластовое давление, эффективная нефтенасыщенная толщина и многие другие постоянно изменяются в процессе фильтрации флюидов через поровое пространство.
Для оценки влияния динамики основных свойств коллекторов на применимость технологий воздействия были использованы результаты геолого-фильтрационного моделирования, проведенного автором по целевым месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК. Изменение пластового давления
Значительное снижение пластового давления практически означает потерю энергии пласта. Как указывалось в разделе 1, для технологий газового воздействия и ВГВ только при достижении минимального давления смесимости (МДС) можно добиться одно- или многоконтактного смешивания закачиваемого агента с пластовой нефтью. На рисунке 1.12 изображены карты применимости технологии закачки газа по Крапивинскому месторождению, которые показывают участки объекта Юі , где может быть применена технология воздействия, которая способствует выделению широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в пласте. Карты применимости по критерию пластового давления приведены на начальный момент времени разработки в 2001 г., на 2004 г. и на текущее состояние залежи в 2013 г. При этом МДС принимается как 272 атмосферы (согласно [ПО] МДС обычно может варьировать от 272 до 340 атмосфер в зависимости от типа нефти). Давление, до которого происходит частичное смешивание, может быть принято на значении 150 атмосфер (исходя из среднего пластового давления на глубине 1500 м - минимальной глубины для осуществления процесса вытеснения данной технологией).
Как видно, зона смешивающегося вытеснения уменьшается по годам. В 2013 г. уже появляется зона, где не может происходить смешивающееся вытеснение ввиду значительного снижения давления пласта ниже 150 атм. Расчеты на геолого-гидродинамической модели подтверждаются фактическим замерами пластового давления посредством манометра. На рисунке 1.13 представлены замеры давления на объекте Юі , проведенные в 2010-2013 гг. Очевидно, что в таком случае при закачке газа степень извлечения углеводородов не будет одинаковой на всех участках объекта.
Учет неоднородности нефтяных коллекторов в аналитической системе «Матрица применимости МУН»
Параметр неоднородности представляется в различном понимании. В работе [29] под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Неоднородностью продуктивных пластов также называется изменчивость литолого-фациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивный горизонт [11].
В процессах нефтевытеснения неоднородности различного вида играют существенную роль. Ввиду изменений условий осадконакопления в различные геологические эпохи, последующих процессов уплотнения пород и их цементации, переотложения солей и многих других явлений, происходивших в процессе генезиса нефтяных и газовых коллекторов, происходило образование пластов с неоднородными физическими свойствами пород [15, 47]. Таким образом, особенностью строения залежей нефти месторождений Западной Сибири и соответственно месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК являются высокая проницаемостная неоднородность коллекторов, как по разрезу так и по простиранию. Выделяются зоны с пониженными фильтрационными свойствами пород, затрудняющими гидродинамическую связь между отдельными участками залежей [11, 22, 48]. Изучение неоднородности помогает оценить охват пласта воздействием, выявить участки, не вовлеченные в разработку и далее обосновать мероприятия по улучшению использования недр, в том числе мероприятия по увеличению нефтеотдачи.
Для месторождений Западной Сибири параметр неоднородности является важным параметром, который, как показывает практика, практически на каждом месторождении влияет на эффективность разработки.
Таким образом, при создании специализированных средств данному параметру должно быть уделено значительное внимание. Наиболее обширное исследование влияния видов неоднородности на фактическую добычу было проведено в работе [97] по матрице Тайлера и Финли.
Ранее, в работах Тайлера и Финли [114] был проведен анализ неоднородности пласта в соответствии с фактической добычей по 450 продуктивным пластам-песчаникам, расположенным в США. Была выявлена четкая зависимость между архитектурой пласта и коэффициентом извлечения. При усложнении внутреннего строения пласта отмечалось снижение конечного коэффициента извлечения по месторождению. Рассматривался диапазон коэффициента извлечения нефти от максимальных значений 80% начальных геологических запасов нефти для достаточно однородных дельтовых коллекторов волноприбойного генезиса до минимальных значений 8% в сильно заглинизированных подводных конусах выноса с высокой неоднородностью.
Авторы вышеуказанной работы обнаружили, что макро-неоднородность терригенных коллекторов в большинстве случаев определяется обстановкой осадконакопления, которую можно охарактеризовать с помощью коэффициентов неоднородности по следующим категориям - высокая, умеренная или низкая, вертикальная и латеральная неоднородность. В результате Тайлер и Финли составили матрицу неоднородности для терригенных коллекторов (рисунок 3.5).
На основе представленной матрицы, Р. Хенсон и П. Корбетт собрали статистику данных по 500 проектам применения МУН в мире и проанализировали условия неоднородности месторождений, на которых они проводились (рисунок 3.6). Как полагают авторы, анализируя данные попадания успешных проектов, возможно выявить «слабые зоны», в которых не действует тот или иной вид воздействия. Также предлагаемая методика позволяет более объективно оценить уровень неоднородности пласта и имеет ряд преимуществ, а именно:
- позволяет сравнивать разнородные пласты;
- пласты, состоящие из нескольких пропластков разной степени неоднородности, можно графически представить в соответствии со значениями средней неоднородности пласта, либо каждый интервал можно охарактеризовать индивидуально;
- имеется возможность оценки изменения неоднородности в пределах одной обстановки осадконакопления.
По нашим оценкам, около 100 проектов из данного исследования проводились на месторождениях со свойствами подобными геолого-физическим условиям месторождений Томской области. Также был проведен анализ по соотнесению обстановок осадконакопления месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК с матрицей неоднородности. Данный анализ показал, что залежи Томской области по большей части обладают средним уровнем неоднородности по вертикали и от низкой до высокой неоднородности по латерали (рисунок 3.5).
Опираясь на данные исследования, в экспертной системе «Матрица применимости МУН» был выбран подход по описанию уровня неоднородности согласно матрице неоднородности Таил ера и Финли [114], который учитывает широкий ряд видов неоднородности (рисунок 3.7). Расчет критериального параметра для уровня неоднородности базируется соответственно на исследованиях Р. Хенсона и П. Корбетта, а также на основе информации по уровню неоднородности по месторождениям из авторской базы данных «Мировые и отечественные проекты МУН». Наиболее оптимальные уровни неоднородности для методов увеличения нефтеотдачи изображены на рисунке 3.8. Коллекторам с оптимальным уровнем неоднородности присваивается критериальный параметр равный наибольшему значению 1.
В итоге, в аналитической системе учитываются 9 видов неоднородности: от «низкой неоднородности по вертикали и низкой неоднородности по горизонтали» до «высокой неоднородности по вертикали и высокой неоднородности по горизонтали».
Анализ применимости МУН для нефтяных коллекторов Первомайского, Северного и Советского месторождений
Более детальная проверка достоверности результатов программы производилась путем сравнения расчетов, полученных по программе «Матрица применимости МУН» с результатами лабораторных исследований, математического моделирования месторождений и фактическими промысловыми данными по дополнительной добыче нефти, обеспеченной реализацией технологий воздействия по трем месторождениям.
Первый пример оценки применимости МУН был проведен для Первомайского месторождения, находящегося на границе Томской и Тюменской областей, где проводились исследования возможности применения ТГВ для пласта Юі [28, 32, 33]. Сопоставление результатов, полученных на основе алгоритмов матрицы применимости, производилось с результатами лабораторных исследований по пласту. При лабораторном эксперименте было отмечено значительное увеличение коэффициента вытеснения, снижение остаточной нефтенасыщенности с 0,35 до 0,18 (рисунок 4.7) [7].
Расчет в Матрице применимости показывает высокий коэффициент применимости - 1,92. В таблице 4.3 приведены результаты оценки определяющих геолого-физических свойств Первомайского месторождения на базе собранных критериев [36]. Как видно из таблицы, свойства являются оптимальными, на что указывают высокие значения критериальных параметров для каждого из свойств.
При поиске месторождений в диагностическом модуле программы было выявлено несколько месторождений - аналогов в США: Buffalo и West Ceder Hills [96], где производится полномасштабное применение термогазового метода.
Таким образом, информацию по данным месторождениям, результаты лабораторных исследований, математического моделирования можно использовать в дальнейшем анализе.
Результаты оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи были учтены при выборе технологий воздействия на объекте ПК 18.2о Северного месторождения. Был показан низкий коэффициент применимости в программе и отсутствие месторождений-аналогов с успешным применением закачки пара (рисунок 4.,8).
В то же время заводнение и полимерные технологии показывают высокий положительный коэффициент применимости (рисунок 4.8).
Секторное моделирование с помощью гидродинамического симулятора Eclipse (Schlumberger) также показало неэффективность циклической закачки пара. При этом использовались следующие параметры варианта разработки:
- 21 сутки производится добыча нефти, 21 сутки - закачка пара;
- Давление на забое добывающих скважин - 16 МПа;
- Температура на забое нагнетательных скважин составляла 200С.
На рисунке 4.9 представлено распределение по температуре пласта и вязкости нефти на секторе гидродинамической модели (ГДМ) Северного месторождения.
Как видно, вязкость нефти за 20 лет падает незначительно, а температура пласта возрастает не в большой степени. Температурный фронт ввиду средней проницаемости распространяется достаточно медленно. Исследуемый пласт характеризуется средней проницаемостью в 70 мД, которая значительно меньше, чем проницаемость пластов, где уже проводили работы по закачке пара в мире и в России (рисунок 4.10).
Глубина пласта также является неподходящей ввиду потерь тепла в стволе скважины.
На рисунке 4.11 показано сравнение накопленной добычи, полученной в результате моделирования двух вариантов разработки:
1) Циклическая закачка пара;
2) Закачка воды.
В дальнейшем по результатам проектирования в ПР833 Северного нефтегазоконденсатного месторождения для объекта ЛКі8_2о был сделан выбор в пользу традиционного заводнения с использованием полимерных систем.
Как видно из таблицы 4.2, по Советскому месторождению для полимер-дисперсных систем показан высокий коэффициент применимости - 1,88. По факту на 2012 г. средняя эффективность по результатам оценки мероприятий на скважину составила 1,6 тыс.т., средний прирост к базовой добыче 10,1 %, что является показателем эффективного применения (таблица 4.4).
Данный анализ показывает удовлетворительную сходимость данных, рассчитанных посредством разработанного подхода, с результатами численного моделирования, фактическими лабораторными и геолого-промысловыми данными по дополнительной добыче нефти.
