авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Научно-методические основы оптимизации технологиче- ского процесса повышения нефтеотдачи пластов

На правах рукописи

УДК 622.276.72

МАНДРИК ИЛЬЯ ЭММАНУИЛОВИЧ

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕ-

СКОГО ПРОЦЕССА ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

МОСКВА –2008

Работа выполнена в Центре геолого-гидродинамического моделирования Главного управления по геологии и разработке ОАО «ЛУКОЙЛ»

Научный консультант: доктор технических наук ШАХВЕРДИЕВ А.Х.

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

доктор технических наук МАЛЮТИНА Г.С.

доктор технических наук, профессор КУЛЬПИН Л.Г.

Ведущее предприятие – ОАО «Гипровостокнефть»

Защита состоится " 12_ " _декабря 2008 г. в 10_часов на заседании Диссертационного Совета Д 222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А. П. Крылова» (ОАО «ВНИИ нефть») по адресу: 127422, г. Москва, Дмитровский проезд,

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

А.П.Крылова

Автореферат разослан " " 2008 г.

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

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Производство жидких углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на ведущее место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Согласно плану действий в области энергетиче ской безопасности, принятому лидерами «Большой восьмерки» в Санкт-Петербурге 16.07.2006 г., а именно по ее укреплению, предусмотрены:

наращивание объема доказанных запасов жидких углеводородов и повышение нефтеотдачи месторождений;

создание финансовых и налоговых стимулов, способствующих внедрению иннова ционных энергоэффективных технологий;

расширение масштабов применения традиционных технологий в нефтегазодобы вающей отрасли.

В связи с этим проблемы повышения нефтеотдачи залежей, исследование ин новационных методов и технологий стимулирования пласта становятся важными со ставляющими системы оптимального управления нефтеизвлечением, определяющими перспективу обеспечения энергетической безопасности страны. Увеличение коэффи циента нефтеизвлечения за счет разработки и комплексного внедрения новых техно логий повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи углеводородов является одним из наиболее реальных и целесообразных путей стабилизации темпов падения добычи нефти и дополнительным ее ресурсом на период перехода от традиционных источников энергии на новые, альтернативные источники.

Актуальность исследуемой в диссертационной работе многогранной проблемы определяется, в первую очередь, необходимостью систематизации задач, связанных с рациональным использованием недр, повышением нефтеотдачи пластов, тенденцией естественного и искусственного ухудшения структуры запасов углеводородов, про грессирующего обводнения, истощения высокопродуктивных пластов. Следователь но, успешная доразработка действующих объектов возможна на основе разработки высокоэффективных, научно-обоснованных и экономически оправданных инноваци онных технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добы чи нефти (ИДН). Актуализация этой цели требует анализа и обобщения результатов исследования научно-технического, технологического и экономического аспектов развития проблем повышения нефтеотдачи пластов.

Особого внимания требует разработка: инновационных технологий, методов, способов, составов, обеспечивающих повышение КИН;

математического аппарата моделирования и на его основе прогноза КИН и других показателей разработки;

унифицированных методов оценки и прогноза технологической и экономической эф фективности геолого-технических мероприятий, селекции и классификации техноло гий ПНП и ИДН. Очевидно, что объективная прогнозная оценка и повышение КИН, как важнейшего показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья сложнейшая и насущная задача, решение которой требует поиска альтерна тивных решений путем создания новых подходов, в том числе совершенствования и развития представленных в диссертационной работе научно-методических основ оп тимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов и интенси фикации добычи нефти.

Целью работы является обобщение, совершенствование и создание научно методических основ оптимизации технологических процессов повышения нефтеотда чи пластов с использованием результатов теоретических, экспериментальных и про мысловых исследований.

Основные исследуемые задачи. В диссертационной работе исследуются следую щие основные задачи:

1. На основе анализа и обобщения мирового опыта исследуются:

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

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

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



3. Исследуются эволюционные модели пластовой системы, позволяющие создать научно-обоснованную унифицированную методику оценки технологической эффек тивности методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

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

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

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

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

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

9. Рассматриваются задачи гидродинамического исследования скважин в терри генных коллекторах, с целью разработки практических рекомендаций по проектиро ванию гидроразрывов пласта (ГРП), а также путей повышения технологического эф фекта этих проектов в комплексном сочетании с другими методами ИДН.

10. Разрабатываются новые технологии регулирования фильтрационной неодно родности трещиновато-поровых и гранулярных коллекторов с техногенными трещи нами с осложненными геолого-физическими условиями, в том числе технологии за качки сшитых гелево-дисперсных систем с регулируемыми вязкоупругими свойства ми, изолирующие водопритоки и способствующие повышению нефтеотдачи неохва ченных слабодренируемых участков пластов.

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

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

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

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

Научная новизна работы:

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

2. Создан новый методический подход по определению КИН с введением «коэф фициента охвата фильтрацией», с учетом вклада в накопленную добычу нефти от дельных составляющих, характеризующих процесс добычи нефти при:

фильтрации на естественном режиме;

вытеснении нефти водой при заводнении;

применении новых технологий повышения нефтеотдачи пластов.

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

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

малопараметрическая унифицированная модель оценки и прогноза техноло гической эффективности ГТМ;

оценка и прогноз КИН залежей нефти на основе моделирования ИНС;

новая расчетная формула оценки КИН с учетом «коэффициента охвата фильтрацией».

Представленные новые зависимости, алгоритмы и результаты расчета, оценки и про гноза показателей разработки демонстрируют высокую достоверность и надежность результатов, что подтверждается при тестировании результатов с аналогичными, по лученными на многомерных фильтрационных моделях.

4. Установлено, что международная SPE и российская классификации запасов нефти имеют в своей основе разные подходы. Соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что убедительно раскрыто путем статистического анализа и сопоставления по группе месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз». Построены парные и многомерные статистические модели для определения различных категорий запасов за счет планирования различных ГТМ, в том числе методов ПНП и ИДН.

5. Для регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД в качестве критерия предлагается следующее решающее правило:

при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим значением Кк Кпр и Н 0,4 – рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регули рование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН 0 и DВ ограничить, а при DН 0 и DВ 0 увеличить отбор жидкости, при условии дос тижения и сохранения Н 0,6;

при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным значени ем Кк Кпр и Н 0,4 – рекомендуется снизить закачку воды и проводить регули рование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН 0 и DВ ограничить, а при DН 0 и DВ 0 увеличить отбор жидкости, при условии дос тижения и сохранения Н 0,6.

где H - показатель Херста, Кк и Кпр текущий и проектный коэффициент компенсации, DН и DВ дискриминанты по нефти и воды Установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных меро приятий по регулированию режимов работы скважин и вовлечь в активную разработ ку остаточные запасы застойных и слабодренируемых зон залежи. Предлагаемые ре шения предотвращают потери нефти и мобилизуют закачиваемую и пластовую воду на эффективное вытеснение нефти водой.

6. Разработаны и испытаны в практике добычи нефти инновационные методы системного воздействия на пласт с применением газообразующих технологий извле чения остаточных запасов нефти регулированием электролитических свойств вытес няющих агентов, обеспечивающих синергетический эффект увеличения приемисто сти скважин и выравнивания профиля нагнетания, и, в свою очередь, увеличения до бычи нефти из окружающих скважин.

7. В ходе лабораторных экспериментальных исследований установлено, что при использовании в качестве водной фазы газовыделяющих растворов минерализован ной воды существенно нивелируется диффузионный фактор в кинетике газообразова ния диоксида углерода в водной фазе, а также повышается эффективность примене ния минерализованных водных растворов при генерации оторочки псевдокипящей газожидкостной системы, как следствие, достигается эффективное вытеснение оста точной нефти из слабодренируемых зон нефтяных залежей.

8. Предложены пути повышения технологического эффекта и комплексные реко мендации по проектированию различных технологий гидроразрывов пласта в терри генных коллекторах для целей повышения нефтеотдачи пластов в сочетании с приме нением агентов, позволяющих снизить проницаемость водонасыщенных интервалов.

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

10. На основе использования вероятностно-статистических и эвристических мини максных критериев, а также аппарата нечетких множеств предлагается методика вы бора оптимального варианта проекта разработки при частично недостаточной и неоп ределенной исходной информации и многокритериальности решений. Преимущест вом методики является, то, что, при всей сложности принятия решений, она обладает особенностями, позволяющими научно-обоснованно и однозначно определить вари ант проекта разработки, не совпадающий с традиционно применяемой методикой вы бора варианта на основе максимального КИН при существенном отклонении извле каемых запасов.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Научные результаты, полученные в диссертационной работе, нашли применение в теории и практике раз работки нефтяных месторождений, а также явились основой новых технологий по вышения нефтеотдачи пластов, методов интенсификации добычи нефти и оптимиза ции процессов нефтедобычи. Разработанные методики и технологии многие годы внедряются в практику разработки на месторождениях Западной Сибири – Самотлор ском, Урьевском, Покамасовском, Локосовском, Нивагальском и других.

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

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

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доклады вались на:

Второй международной Каспийской конференции по нефти и газу, Баку, Азербай джан, 17-20 Сентября 1996 г.

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

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

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

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

Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтега зовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», Москва, 24 – 26 ноября 2004 г.

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

V Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие тех нологии недропользования и повышения нефтеотдачи». Москва, 2007 г.

34-й международной конференции "Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности". Мальта, 2005 г.

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

2007 г.

Международном научном симпозиуме, ОАО «ВНИИнефть», Москва, 2007 г.

36-й международной конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности», (Коста дель Соль), Испания, 2007 г.

Международной научно-технической конференции «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углеводородов на суше и море», Краков (Польша), 15- сентября, 2008 г.

заседаниях ЦКР Роснедра МПР РФ;

технических советах научно-производственных нефтегазодобывающих предпри ятий «Лангепаснефтегаз»;

ОАО «ЛУКОЙЛ»;

заседаниях Ученого совета НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского Государственного тех нического университета Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в опубликованной работе, в том числе 11 патентах, одном свидетельстве о регистрации программы «ОПТИМА» и одной монографии.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка литературы, включающего 286 наименований.

Работа содержит 301 страницу текста, включая 44 таблицы и 60 рисунков.

Благодарности. Автор выражает благодарность научному консультанту, д.т.н. А. Х.

Шахвердиеву за плодотворные идеи, ценные советы и внимание в процессе работы над диссертацией. Автор выражает признательность соавторам за многолетнее со трудничество, а также сотрудникам предприятий, участвующих в разработке и вне дрении положений диссертации: ОАО «ЛУКОЙЛ»;

ТПП «Лангепаснефтегаз»;

ОАО «ВНИИнефть»;

НП «ИСИПН» РАЕН, Пермский государственный технический уни верситет.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность поставленной проблемы и проведенных исследований, сформулированы цель и основные задачи оптимизации технологиче ского процесса повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти.

Отмечено, что за кажущейся простотой определения коэффициента извлечения нефти скрывается чрезвычайный интерес государства, недропользователей и инвесторов, сопровождающийся перманентной дискуссией между специалистами, представляю щими заинтересованные стороны, что делает весьма актуальной задачу достоверного определения и прогноза этого показателя полноты извлечения нефти.

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

В отечественной и зарубежной практике большое внимание уделяется мате матическому аппарату и инженерному подходу, применяемому при оценке извлекае мых запасов нефти, КИН и прогнозе показателей процесса разработки залежей угле водородов. Это в основном: объемный метод расчета геологических запасов углево дородов;

метод материального баланса;

метод характеристик вытеснения;

корреляци онные зависимости при расчете КИН;

метод кривых падения;

малопараметрическое моделирование;

многомерное и многофазное численное моделирование;

моделирова ние нейронными сетями и другие методы, не получившие широкого применения.

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

Проблемы, затрагиваемые в этой работе широко освещены в трудах таких из вестных ученых и специалистов, как Абасов М. Т., Баишев Б. Т., Батурин Ю. Е., Бас ниев К. С., Боксерман А. А., Борисов Ю. П., Вахитов Г. Г., Гавура В. Е., Гиматудинов Ш. К., Горбунов А. Т., Дияшев Р. Н., Дмитриевский А. Н., Добрынин В. М., Ентов В.

М., Жданов С. А., Желтов Ю. П., Желтов Ю. В., Закиров С. Н., Ибатуллин Р. Р., Ива нова М. М., Крылов А. П., Кузнецов О. Л., Кульпин Л. Г., Курбанов А. К., Лисовский Н. Н., Лебединец Н. П., Лейбензон Л. С., Лозин Е. В., Лысенко В. Д., Максимов М. И., Максимов М. М., Максутов Р. А., Малютина Г. С., Мирзаджанзаде А. Х., Мирчинк М.

Ф., Мищенко И. Т., Муслимов Р. Х., Николаевский В. Н., Сазонов Б. Ф., Симкин Э.

М., Степанова Г. С., Сургучев М. Л., Фурсов А. Я., Хавкин А. Я., Хасанов М. М., Ха лимов Э. М., Христианович С. А., Чарный И. А., Черницкий А. В., Шахвердиев А. Х., Щелкачев В. Н., Эфрос Д. А., Крейг Ф. Ф., Маскет М, Арпс Д. и многих других.

Критический анализ и обобщение исследований, посвященных проблеме оцен ки и прогноза КИН, проведенный в первой главе, позволил определить перспектив ное направление научных исследований, установить практическую ценность проектов и осуществить селекцию завершенных высокоэффективных разработок.

Первые попытки формализации задачи определения КИН, предложенные ака демиком А. П. Крыловым, привели к простому разложению коэффициента нефтеизв лечения на коэффициенты-сомножители:

1 2, (1) где 1 коэффициент вытеснения, 2 коэффициент охвата вытеснением. Известно, что изменение коэффициента извлечения нефти происходит под воздействием трех основных геолого-физических факторов: макро- и микронеоднородностей пласта, вязкостных сил, поверхностных сил натяжения. В связи с этим были предприняты попытки учесть влияние максимального количества параметров, и этот простой ин женерный подход получил дальнейшее развитие. Следует отметить, что основная за дача в обеспечении полноценного охвата при добыче нефти заключается в повсеме стной организации процесса фильтрации оптимальным количеством (или сеткой) скважин. Во вторую очередь требуется достичь наиболее качественного вытеснения нефти – водой, газом, газированной водой, водными растворами химреагентов, спо собных на эффективное вытеснение. В этом случае «коэффициент охвата вытеснени ем» приобретает более широкое толкование и представляет собой «коэффициент ох вата фильтрацией». Коэффициент охвата фильтрацией представляет отношение неф тенасыщенного объема порового пространства, охваченного процессом фильтрации, к общему объему нефтенасыщенного порового пространства. Под нефтенасыщенным объемом порового пространства, охваченного процессом фильтрации, подразумевает ся любой нефтенасыщенный объем порового пространства, в котором происходит фильтрация флюидов к добывающим скважинам при любом естественном и/или ис кусственном режиме пласта. При режиме растворенного газа вначале движение флюидов обеспечивается энергией упругого расширения нефти и газа, и в данном случае о вытеснении нефти водой, а также охвате заводнением речь не идет.

Таким образом, накопленная нефть, добытая за счет режима растворенного га за, а также нефть, добытая за счет применения технологии ПНП, приписывается к на копленной нефти, добытой за счет вытеснения нефти водой, осуществляемой после того, как предыдущий режим пласта исчерпает свои возможности. В этом случае ко нечный коэффициент извлечения нефти представляется как Е К Т, (2) где – конечный коэффициент извлечения нефти (КИН);

E – составляющая КИН, характеризующая процесс фильтрации при естественном режиме;

K – составляющая КИН, характеризующая процесс вытеснения нефти водой при искусственном завод нении пласта;

T – составляющая КИН, характеризующая процесс добычи нефти за счет применения новых технологий ПНП и ИДН, а также различных ГТМ.

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

Е Т Е К Т 2 Ф,, (3) где 1 - коэффициент вытеснения нефти за счет применения ПНП. Тогда «коэффици ент охвата фильтрацией» Ф для системы ППД в сочетании с применением конкрет ной технологии ПНП (в данном случае с генерацией диоксида углерода в пластовых условиях) рассчитывается как:





Е К Т Ф, (4) Вн 1 1 1 Во где Во, Вн - объемный коэффициент нефти до и после растворения в ней двуокиси углерода. Результаты расчетов конкретного примера по формулам (1)-(4) представле ны в табл. 1. Как правило, в проектных документах представляется конечный КИН и его составляющие коэффициент вытеснения нефти водой и коэффициент охвата вытеснением без вычисления вклада Е и Т, что приводит к завышению значения ко эффициента охвата вытеснением. Согласно этой логике, в данном примере коэффи циенту охвата вытеснением, составляющему 2 = 0,45, без учета Таблица Результаты расчета КИН по предлагаемой методике Коэффициенты 1 2 k 1+ 2+ + 1+ ф 1 1+ Наиме нова КИН конеч- прирост ние КИН вытес- охвата при ный коэффи вытес- охвата при вытес нения вытес- вытес- охвата КИН циента техно- нения вытес- вытес- нения нефти нением нении фильт- при вытесне логии нефти нением нении водой+ водой+ водой+ во- рацией фильт- ния водой нефти нефти ОПГС ОПГС ОПГС да+ОП рации в после водой ГС целом ОПГС Сис тема 0,580 0,450 0,261 0,639 0,617 0,394 0,639 0,814 0, ППД+ 0, ОПГС Вытеснение исключительно Вытеснение водой+ОПГС Фильтрация в целом водой вышеуказанных Е и Т, присвоили бы значение 2 = 0,897. Это существенно выше его реального значения, что не позволяет достоверно оценить эффективность технологии воздействия на залежь, регулировать технологические показатели процесса разработ ки залежи, а главное - не удается достоверно определить эффективность системы ППД и выявить необходимость применения третичного метода ПНП.

В первой главе также приводятся результаты исследований, посвященных од ному из научных направлений оценки и прогноза коэффициента нефтеизвлечения, основанному на статистических подходах. Проведены широкий анализ и обобщение наиболее используемых зависимостей регрессионного анализа. В качестве факторов, влияющих на конечную нефтеотдачу, рассматривались: плотность сетки скважин, средняя песчанистость и расчлененность, относительная вязкость нефти;

коэффици ент проницаемости;

коэффициент пористости;

эффективная нефтенасыщенная тол щина;

количество прокачанной воды в поровых объемах;

темп отбора жидкости;

объ емный коэффициент пластовой нефти и целый ряд других параметров. Использование различных методов при исследовании статистической выборки исходных данных, сформированной для разных нефтедобывающих регионов страны и мира, не позволя ет обобщить и унифицировать полученные результаты, вывести универсальную зако номерность, позволяющую рассчитать достоверное значение коэффициента нефте извлечения. Однако основная проблема, с которой сталкивается инженер-технолог при поиске закономерностей, заключается не в выборе способа регрессии, а в форми ровании репрезентативной выборки данных, отвечающей основополагающим прин ципам статистического анализа, так как объем выборки, используемый разными авто рами, колеблется от 17 до 213 залежей объектов разработки.

В разработке нефтяных месторождений обеспечение полной независимости па раметров и показателей, принципа репликации и рандомизации – трудновыполнимая задача. Как бы ни была велика выборка, требуется «очистить» её от внешней неодно родности и не допустить смешения эффектов. С этой целью необходимо первона чальную выборку залежей разделить: по режимам, по литологическим признакам коллекторов (терригенные и карбонатные), полученные новые выборки следует ещё раз разделить по стадиям разработки и.т.д.

Таким образом, в итоге получается небольшая «однородная» выборка залежей, по которым исследователь надеется установить унифицированную регрессионную зависимость коэффициента нефтеизвлечения от параметров и показателей разработ ки. Безусловно, в данном случае возникает вопрос презентабельности выборки и дос товерности полученных результатов, что, в свою очередь, приводит к формальному применению статистических методов анализа в решении исследуемой проблемы.

Несмотря на низкую надежность формально применяемых вероятностно статистических методов, можно констатировать их широкое применение в целях экс пресс-прогноза коэффициента нефтеизвлечения при отсутствии многомерных фильт рационных моделей залежей жидких углеводородов.

Наряду с методами определения конечной нефтеотдачи залежи и оценки на чальных извлекаемых запасов, основанными на использовании коэффициентов сомножителей и регрессионно-корреляционного анализа, в качестве прогнозного ин струментария широкое распространение имеют методы, получившие название харак теристик вытеснения. В научно-технической литературе опубликованы десятки ха рактеристик вытеснения, с помощью которых оценивается технологическая эффек тивность ГТМ и прогнозируются извлекаемые запасы нефти, продолжительность времени и темп доразработки залежей, эволюция обводненности и конечный коэффи циент извлечения нефти. Проведенный в работе анализ показал, что характеристики вытеснения также не претендуют на роль фундаментальной закономерности, описы вающей процесс развития за весь период разработки.

Таким образом, результаты исследований, приведенных в первой главе, пока зали, что методы коэффициентов-сомножителей, статистического анализа и характе ристик вытеснения при оценке и прогнозе конечного коэффициента нефтеотдачи, а также при оценке технологической эффективности ГТМ не в полной мере обеспечи вают достоверность и надежность полученных результатов, требуется их дальнейшее совершенствование.

Вторая глава посвящена описанию модели развития пластовой системы и про гноза показателей разработки с помощью малопараметрической вероятностно статистической модели на основе данных истории разработки. Предлагаемый метод обеспечивает достоверное и унифицированное решение при оценке и прогнозе КИН и определении эффективности ГТМ, в том числе технологий ПНП и ИДН. Проведен ный анализ динамики изменения основных показателей разработки объектов ОАО «ЛУКОЙЛ»: Локосовского, Поточного, Южно-Ягунского, Повховского и других ме сторождений показал, что графики накопленного отбора нефти и обводненности имеют вид асимметричной логистической кривой и адекватно моделируются уравне ниями Колмогорова-Ерофеева, что позволяет применить методику оценки технологи ческой эффективности ГТМ.

Как показывает накопленный опыт разработки нефтяных залежей, эволюцию всего периода эксплуатации можно считать многостадийной, которая определяется относительно поставленной задачи, как например, накопленную добычу нефти можно представить в виде двух - восходящей и нисходящей стадий, традиционных четырех стадий и, наконец, более чем четырех стадий. Для целей оценки технологической эф фективности ГТМ, проведенных на объекте, характер изменения технологических показателей определяется относительным темпом выработки запасов и фиксируется в зависимости от временного шага, при этом сопоставление фактических и прогнозных значений параметров осуществляется на основании последней стадии разработки за лежи, которая принимается за базовый период.

Методика на основе малопараметрической модели позволяет производить оценку технологической эффективности ГТМ и прогноз основных показателей разра ботки как по отдельным скважинам, так и по месторождению в целом. Анализ исход ных данных по Поточному месторождению пласт АВ1+АВ2 с временным шагом один месяц (рис. 1.) позволил весь период разработки разбить на четыре стадии с базовым периодом с 1996 г., начало и конец стадии связаны скачками в добыче нефти, а те не посредственно связаны с отключением скважин.

Поведение динамики фонда скважин за весь период разработки подобно пове дению асимметричной кривой текущего отбора нефти, которая, сопровождая отбор нефти, проявляет аналогичные особенности, распадается на стадии, имеет точку пере гиба, моделируется теми же уравнениями. Следовательно, принятие единичного зна чения плотности сетки скважин (ПСС) на весь период разработки представляется дос таточно формальным и необоснованным решением.

Многочисленные промысловые примеры показывают, что асимметричная кри вая добычи нефти повторяет поведение кривой зависимости изменения количества скважин от времени с небольшим смещением, что дает основание осуществить мате a a 1 bt матическую формализацию задачи с помощью зависимости: N (t ) abt e, где a, b – константы, t – время, N(t) – суммарное количество добывающих скважин, когда либо участвовавших в эксплуатации.

Эта зависимость позволяет отслеживать соответствие фактического отбора нефти фактическому количеству добывающих скважин на любой момент времени в течение всего периода продолжительности разработки с учетом вводимых и ликвиди руемых скважин.

12 100, M 90, Накопленная добыча нефти, млн.т.

80, Текущая добыча нефти, тыс.т.

70, I II 60, 6 50, 40, Нак.доб.нефти (Факт) 4 Текущая добыча нефти (факт) 30, 20, 1 2 3 4 10, 0 0, 08.1976 02.1982 08.1987 01.1993 07.1998 01.2004 07. Дата Рис. 1. Динамика добычи нефти, Поточное месторождение, пласт АВ1+АВ Одним из современных и перспективных методов анализа технологических по казателей разработки, рассмотренных во второй главе, является искусственная ней ронная сеть (ИНС), которая представляет собой систему, состоящую из совокупности первичной информации, закономерностей между различными её формами и устрой ства параллельных вычислений, в свою очередь состоящего из множества взаимодей ствующих простых процессоров. Решение на основе нейронной сети является более гибким, поскольку соответствующая система может в дальнейшем совершенствовать точность предсказаний по мере обучения и накопления ею опыта.

В представленных в работе исследованиях приведены результаты работы по установлению влияния параметров и показателей разработки нефтяного месторожде ния на коэффициент конечной нефтеотдачи. Основное преимущество ИНС состоит в том, что она способна находить такие взаимосвязи между входными и выходными значениями, явное существование которых даже не установлено исследователями.

Для обучения нейронной сети использовалась та же обучающая выборка, по которой строилась линейная регрессия. Результаты расчета демонстрируют высокую точность предсказания КИН (которая не превышает 5%). Разработан способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей на основе нейронных сетей, учитывающих нелинейные эффекты любой сложности. Моделирование нейронными сетями обеспе чивает достоверность полученных результатов прогноза КИН, надежность которых тестируется результатами прогноза КИН, полученными на многомерных геолого гидродинамических моделях. Результаты расчетов, представленных на рис. 2 а,б де монстрируют высокую точность предсказания КИН по сравнению с результатами, полученными на регрессионных моделях, что подтверждается в сравнении с эталон ной оценкой КИН, рассчитанной с помощью многомерной фильтрационной модели.

а б Рис. 2. Распределение проектных и предсказанных значений КИН:

а регрессионной моделью;

б моделью нейронной сети.

В третьей главе на примере ряда разрабатываемых месторождений ОАО «ЛУ КОЙЛ» рассматриваются вопросы, связанные с оценкой и переоценкой количества и структуры запасов углеводородов;

изучением возможности вовлечения в разработку «неработающих» запасов;

повышением степени извлечения нефти из недр;

сопостав ления независимой аудиторской оценки запасов по международной и российской классификациям. Это является определяющим для количественной и качественной оценки сырьевой базы в соответствии с международными стандартами.

Проведенными исследованиями установлено, что международная SPE и рос сийская классификации имеют в своей основе разные идеологии, соотношение запа сов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторожде ния, что и показано путем статистического сопоставления запасов по Южно Покачевскому, Нивагальскому, Локосовскому, Урьевскому, Покамасовскому, Чум пасскому, Поточному, Лас-Еганскому, Северо-Поточному и Западно-Покамасовскому месторождениям. Основным различием между классификациями РФ и SPE является то, что первая - наибольшее внимание уделяет изученности объекта в целом, а клас сификация SPE тесно связана с запасами на скважину. Так, если в результате бурения нескольких разведочных скважин достаточно хорошо изучена модель залежи, уста новлен контур нефтеносности, определены подсчетные параметры, а запасы по клас сификации РФ оценены по категории С1, то бурение дополнительных скважин прак тически не вносит изменения в оценку запасов. По классификации SPE запасы увели чиваются с каждой пробуренной скважиной.

По месторождениям ТПП «Лангепаснефтегаз» произведено сопоставление за пасов по российской и SPE-классификациям с 1996 по 2008 г., проиллюстрированное на рис. 3, где объем доказанных запасов нефти при каждой последующей оценке уточнялся, при этом запасы по российской классификации на 2008 г. по сравнению с данными 1996 г. значительно снизились. В практике оценки запасов наблюдается значительное изменение доказанных запасов по многим месторождениям, связанное с недостаточностью и неопределенностью геологической информации в исследуемых объектах с интенсивным эксплуатационным разбуриванием. В связи с этим можно сказать, что выводы ряда авторов об универсальной количественной сходимости оце нок доказанных запасов по SPE и запасов по категории С1 по российской классифи кации некорректны. Эта сходимость изменяется в очень широких пределах для каж дого конкретного объекта в зависимости от стадии его разбуренности.

В диссертационной работе проведен анализ влияния степени разбуренности месторождений на запасы, рассчитанные по российской и SPE классификациям на примере 11 объектов ТПП Лангепаснефтегаз». В таб. 2. приведено соотношение запа сов по международной SPE и российской классификации (процент доказанных запа сов SPE от запасов категории АВС1) по всему ТПП «Лангепаснефтегаз и отдельно по каждому из 11 объектов. Проценты доказанных запасов SPE от запасов категории АВС1 колеблятся от 3 до 338;

следовательно, необходимо учитывать этот факт при составлении проектных документов и при выборе оптимального варианта проекта разработки.

При анализе степени изученности месторождений были вычислены статистические связи запасов различных категорий с количеством скважин эксплуатационного фон да. Построены парные и многомерные статистические модели для определения раз буренных неразрабатываемых и неразбуренных запасов за счет восстановления сква жин из бездействия, гидроразрывов пластов, перевода скважин на другие гори зонты в соответствии с проектными решениями. Сопоставление модельных значений этих запасов показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям. Доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы уста навливались за счет планирования проведения технологических и геолого технических мероприятий: восстановления скважин из бездействия, гидроразрывов пласта, перевода скважин на другой горизонт в качестве уплотняющих, а также при менения технологий ПНП и ИДН.

88, 2 539 82, 2 494 81,1 80, 79, 2500 79, 75, 75, 2 68,3 67, млн.барр.

1 1 48,5 1 492 1 47,3 46,5 1 1500 1 411 1 1 1 343 1 1 202 1 1 160 1 1 144 1 1 132 1 1 1 099 1 061 1 1 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Промышленные запасы нефти по российской классификации (АВС1) Доказанные запасы нефти по классификации SPE (proved reserves) Соотношение суммарных доказанных запасов к запасам кат. АВC Рис. 3 Сравнение запасов нефти промышленных категорий по российской и SPE классификациям по месторождениям ТПП «Лангепаснефтегаз»

Таблица Соотношение запасов по SPE и российской классификациям Месторождение 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 47 54 87 141 162 212 124 80 80 113 122 136 Южно-Покачевское 75 54 54 138 139 134 133 52 64 75 76 74 Нивагальское 6 26 18 19 54 66 54 99 109 98 102 113 Локосовское 46 65 63 64 68 63 66 64 71 67 66 70 Урьевское 39 14 17 57 62 37 19 32 30 30 27 27 Покамасовское 86 74 71 113 122 80 77 103 98 80 76 52 Чумпасское 25 26 25 50 60 82 65 187 214 240 268 285 Поточное 32 30 3 32 42 47 49 72 77 81 79 78 Лас-Еганское 49 44 41 62 65 74 61 34 60 84 69 79 Северо-Поточное Западно-Покамасовское 33 41 41 41 42 41 50 31 30 33 33 29 71 Северо-Покамасовское Итого по ТПП 49 47 47 68 81 79 76 68 76 79 80 83 "Лангепаснефтегаз" Для оценки связи между планируемыми мероприятиями и доказанными нераз рабатываемыми запасами строились статистические модели зависимости этих запасов с количеством запланированных геолого-технических мероприятий. За анализируе мый период было выполнено 9369 мероприятий, за счет которых планировалось при растить доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы в объеме 180 млн. т.

Доказанные неразбуренные неразрабатываемые запасы устанавливались за счет планирования проведения мероприятий: бурения новых скважин, бурения новых уп лотняющих скважин nну, перевода на другой горизонт новых скважин, перевода сква жин на другой горизонт новых скважин в качестве уплотняющих. Для оценки связи между планируемыми мероприятиями и доказанными неразбуренными запасами бы ли построены статистические модели зависимости этих запасов с количеством запла нированных мероприятий. За анализируемый период было выполнено 14639 меро приятий, за счет которых планировалось прирастить доказанные неразбуренные запа сы в объеме 597 млн. т.

Осложняющаяся структура запасов и существующие разночтения в определе нии категорий запасов нефти и их количественном определении делают актуальным вопрос достоверной оценки потенциала прироста извлекаемой части запасов нефти, что, в первую очередь, будет определяться исходя из качества и количества приме няемых инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсифи кации добычи нефти.

Для решения поставленной задачи в диссертационной работе проведен анализ состояния разработки на выборке исходной статистической информации, составляю щей порядка 10% объектов разработки распределенного фонда месторождений РФ.

Для этого была сформирована репрезентативная выборка из общего числа нефтяных месторождений. Общее количество анализируемых месторождений составило 109, геологических объектов разработки – 213. В выборку были включены месторожде ния, территориальная принадлежность которых охватывает практически все нефте носные регионы РФ от Калининградской до Сахалинской областей, геологические запасы которых лежат в пределах от 1000 до 1 005 478 тыс. т. Анализируемые объек ты представлены коллекторами различной литологии: терригенный, карбонатный, ка вернотрещиноватый, алевритопесчаный, микрокаверно-трещиноватый, порово кавернотрещиноватый и др., с проницаемостью от 1 до 840010-3 мкм2. Коэффициен ты извлечения нефти представленных объектов имеют следующие значения: 133 объ екта имеют КИН более 0,45, для 201 объекта КИН изменяется от 0,3 до 0,45 и 54 объ екта имеют КИН менее 0,3. Значения обводненности 136 объектов превышают 80%.

Исходные параметры, необходимые для анализа, следующие: тип коллектора;

прони цаемость, площадь нефтеносности;

числящиеся на государственном балансе геологи ческие и извлекаемые запасы нефти и КИН;

фонд добывающих и нагнетательных скважин (общий, действующий и бездействующий);

цена нефти на внутреннем и внешнем рынках;

коэффициенты охвата, вытеснения и ПСС;

газовый фактор;

накоп ленная добыча нефти;

обводненность.

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

высокими геологическими и высокими извлекаемыми запасами нефти (I);

высокими геологическими и низкими извлекаемыми запасами (II);

низкими геологическими и высокими извлекаемыми запасами (III);

низкими геологическими и низкими извлекаемыми запасами (IV).

Безусловно, интерес представляют объекты разработки, входящие в первую и вторую группу, вклад которых в суммарные геологические запасы составляет 75,5%, при этом количество объектов составляет 52 (24,5%) из 213. Количество объектов второй группы – 9, где при высоких геологических запасах низкие извлекаемые;

эти объекты являются первоочередными для проведения мероприятий по уплотнению сетки скважин, в сочетании с технологиями ПНП. Для достижения высоких значений КИН в РФ имеются соответствующий научно-технический потенциал, технологиче ские возможности;

кроме того, благоприятная рыночная конъюнктура способствует активному применению технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсифика ции добычи нефти.

Четвертая глава посвящена исследованию диагностических методов регулиро вания технологических режимов работы системы скважин. Множество природных явлений и процессов, сопровождающихся непредсказуемыми, случайными флуктуа циями во времени, в том числе временные ряды технологических показателей разра ботки нефтяных месторождений, являются предметом исследований стохастической теории, основным аппаратом которой являются теория вероятностей и математиче ская статистика.

В стохастических процессах с увеличением числа наблюдений растут регуляр ность и стабильность их поведения. Диагностические методы важный этап в созда нии стохастической модели процесса разработки нефтяных месторождений.

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

выбора благоприятного момента начала и продолжительности воздействия на кон кретной скважине и в целом по пласту;

информации о взаимодействии скважин и местоположении слабодренируемых зон;

информации о соответствии коэффициен та компенсации показателю стабильности системы ППД. Для решения этих задач раз работаны методики и соответствующие критерии, позволяющие извлекать информа цию о тенденциях в поведении накопленных и текущих отборов жидкости, а также отдельных фаз в продукции скважин.

Как показывают исследования фонда скважин многочисленных объектов раз работки, распределения дебитов нефти и воды имеют вид гиперболического распре деления Парето. Использование этого распределения позволяет осуществить монито ринг фонда эксплуатационных скважин разрабатываемого объекта. Анализ работы всего действующего фонда скважин, с использованием принципа Парето, позволяет группировать фонд на четыре группы. Определив по фактическим данным дебитов количественные параметры принципа – число Парето и пороговые величины, фонд скважин разбивается по качественному признаку на относительно «высокодебитные и низкодебитные»: I) высокодебитные по нефти и воде;

II) высокодебитные по неф ти, низкодебитные по воде;

III) низкодебитные по нефти и высокодебитные по воде;

IV) низкодебитные по нефти и воде. Это позволяет повысить эффективность плани руемых ГТМ за счет их анализа для ограниченного количества скважин в каждой группе. При этом рекомендуется проводить группирование периодически раз в ме сяц, чтобы выявить скважины, переходящие из групп в группы, и тем самым оценить эффективность проводимых мероприятий.

Анализ фонда скважин по третьему блоку участка пласта БВ6 Поточного ме сторождения показывает, что 28% от общего числа скважин добывают около 72% от общего объема нефти и 64% от общего объема воды.

Скважины, входящие в I, II и III группы, наиболее перспективны для проведе ния на них мероприятий по гидродинамическому воздействию на залежь с целью по вышения дебитов нефти и ограничения водоотдачи. При этом скважины данных групп необходимо исследовать методами дискриминант (моделями роста) на предмет определения роста темпов отбора нефти и воды на текущий момент и соответственно регулировать режимы работы каждой скважины. I и III группы в основном определя ют добычу воды по залежи, поэтому ограничение отборов и проведение ремонтно изоляционных работ на скважинах этих групп могут дать наибольший эффект по уменьшению удельной водоотдачи.

IV группа скважин самая большая (более 50% от общего числа), при этом ее вклад в общую добычу нефти и воды относительно невелик, но стабилен. Для этой группы скважин целесообразно проведение геолого-технических мероприятий по ин тенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пласта (ОПЗ, гидроразрыв пласта, газовое и водогазовое воздействие, физико-химические методы и др.).

Разработанные критерии позволяют на основе информации о тенденциях в по ведении накопленных и текущих отборов отдельных фаз в продукции скважины ис пользовать их в процессе принятия решений. Известно, что сложные процессы, про текающие в системе «пластскважина», имеют циклический колебательный харак тер, стимулируемый как естественным поведением пласта, так и неизбежными внеш ними воздействиями. При принятии решений по регулированию режимов работы до бывающих скважин необходимо на каждый текущий момент определить скважины, работающие в условиях, когда темп отбора воды в потоке опережает темп отбора нефти, или наоборот. Для исследования закономерностей, происходящих в динамике накопленной добычи нефти и воды, используются дифференциальные уравнения мо делей роста в общем виде применительно к задачам регулирования режимов работы скважин dQ F (Q, ), (5) dt где – управляющий параметр, а F потенциальная сила с потенциалом U (анало гично термодинамическому потенциалу), Q накопленный дебит нефти или воды.

Известно, что скачкообразный переход системы из одного стационарного состояния в другое при монотонном изменении одного или нескольких параметров называется ка тастрофой. Элементарная теория катастроф исследует изменения состояния равнове сия при изменении управляющих параметров. Рассмотрим катастрофу типа «складка»

соответствующей потенциальной функции вида:

U (Q, ) Q 3 Q (6) В частности, для дифференциального уравнения dQ a Q2 b Q c (7) dt потенциальная функция выбирается в виде U a Q D Q, где D=(b2-4ac)/2a – дискриминанта квадратного трехчлена, a, b, с - постоянные. Таким образом, потенци альная функция U – элементарной канонической катастрофы типа «складка», соот ветствующая уравнению (7), содержит в качестве одного управляющего параметра дискриминанту D. Пользуясь заменой Q*(t) = Q – Q1, где Q1 – один из корней квад ратного трехчлена, после преобразований приводим уравнение (7) к виду dQ * aQ * D Q *, для Q*(t) получим решение с начальным условием Q*0 =Q0 – dt Q1 вида:

D * Q a. (8) Q (t ) * D Q0 ( Q0 ) exp( D (t t 0 ) * * a При непрерывном изменении параметра с общий вид интегральных кривых (7) пре терпевает лишь количественные изменения, но при некоторых значениях параметра с имеют место качественные изменения, таким бифуркационным значением параметра является с=b2/4a, при котором D=0. Таким образом, в качественном поведении ре шения (7), как видно из (8), важную роль играет величина D, на устойчивость реше ний влияет знак дискриминанты D. Далее по каждой скважине для нефти и воды оп ределяются DН и DB, при этом положительное значение дискриминанты свидетельст вует о том, что кривая накопленной добычи имеет характер роста с насыщением, а отрицательное соответственно роста без насыщения. Сочетание неограниченного роста кривой накопленной добычи нефти и ограниченного роста кривой накопленной добычи воды дает возможность при увеличении отбора жидкости получить относи тельно больший прирост добычи нефти при соответственно относительно меньшем приросте добычи воды на текущий момент.

Сформулируем дискриминантный критерий выбора режима работы скважи ны в зависимости от знаков вычисленных DН и DB:

ограничение отбора флюидов производится при DН 0 и DВ 0;

увеличение отбора флюидов производится при DH 0 и DB 0.

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

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

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

Как известно, статистический ряд может быть персистентным (H0,5, под держивается существующая тенденция), броуновским (H=0,5, корреляция прошлых и будущих приращений отсутствует) и антиперсистентным (H0,5, тенденция к уменьшению означает рост в будущем).

В зависимости от фактической Кк, проектной Кпр и H рекомендуются меро приятия, необходимые для оптимизации ППД.

В качестве критерия предлагается следующее решающее правило:

при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим значени ем Кк Кпр и Н 0,4 – рекомендуется увеличить закачку воды и проводить ре гулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН 0 и DВ 0 ограничить, а при DН 0 и DВ 0 увеличить отбор жидкости, при усло вии достижения и сохранения Н 0,6;

при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным значени ем Кк Кпр и Н 0,4 – рекомендуется снизить закачку воды и проводить регули рование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН 0 и DВ ограничить, а при DН 0 и DВ 0 увеличить отбор жидкости, при условии дос тижения и сохранения Н 0,6.

Необходимо своевременно регулировать режимы работы скважин по расчетно му критерию, предотвратить потери нефти и мобилизовать закачиваемую и пласто вую воду на эффективное вытеснение нефти водой. При этом установленные крите рии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулиро ванию режимов работы скважин, перманентно изменять режимы для достижения прироста добычи нефти.

Пятая глава посвящена исследованиям и разработке широкого спектра спосо бов, составов, промышленных технологий повышения нефтеотдачи пластов и интен сификации добычи нефти, основной целью которых является извлечение остаточных и трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Ежегодно значительное количество за пасов нефти переходит частью в трудноизвлекаемые, либо же почти в неизвлекаемое состояние при доступных технических и технологических средствах. Природа рас пределения остаточной нефтенасыщенности крайне разнообразна – здесь и рассеян ная нефть в заводненных и загазованных участках залежи, слабопроницаемые зоны и пропластки в заводненных пластах с достаточно высокой нефтенасыщенностью, а также отдельные, обособленные линзы, практически не охваченные дренированием.

Совершенно очевидно, что при таком диапазоне остаточной нефтенасыщенности, к тому же осложняющемся значительным различием свойств нефти, воды, газа и про ницаемости нефтенасыщенных зон, крайне затруднен выбор одной универсальной технологии повышения нефтеотдачи, нацеленной на устранение последствий физико геологической и техногенной неоднородности.

Известные методы увеличения нефтеотдачи залежей в основном характеризу ются целенаправленным, избирательным действием, каждый из них воздействует на отдельные причины и последствия возникновения остаточной нефтенасыщенности.

Состояние разработки залежи углеводородов определяет необходимость применения комплекса технологий повышения нефтеотдачи пластов, рассчитанной на синергети ческий эффект.

Наиболее эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи пластов обусловливается правильным выбором объекта воздействия. Эффективность приме нения новых методов повышения нефтеотдачи пластов определяется достоверностью оценки и интерпретации данных гидродинамических исследований, на основе кото рых представляется возможность определения зон локальных неоднородностей неф тенасыщенного пласта. В результате проведенных исследований разработана усовер шенствованная методика интерпретации данных гидродинамических исследований скважин терригенных пластов. Предлагаемая методика основана на анализе кривой восстановления и падения давления в нагнетательной скважине с применением моде лей Полларда и УорренаРута и учитывает отток воды в пласт после остановки на гнетательной скважины. Методика позволяет, наряду с гидропроводностью, прони цаемостью, коэффициентом приемистости, скин-эффектом, определять зональную неоднородность по глубине пласта от забоя нагнетательной скважины, а также пара метры трещиноватости проницаемость, объем и раскрытость трещин.

Исследованиями целого ряда авторов подтверждается наличие и достаточно ак тивное проявление техногенной трещиноватости терригенных пластов со стороны на гнетательных скважин. В этих исследованиях была дана лишь качественная оценка параметров трещиноватости реальных терригенных пластов нефтяных месторожде ний. Из-за отсутствия системных исследований по данному вопросу и достаточного количества опубликованных материалов, дающих оценку объемам, проницаемости, производительности и раскрытости трещин в терригенных пластах, ранее не пред ставлялось возможным разрабатывать физико-химические технологии повышения нефтеотдачи пластов с учетом параметров фильтрационной неоднородности коллек торов. В связи с этим были выполнены теоретические и промысловые работы по изу чению трещиноватости и фильтрационной неоднородности терригенных пластов по данным гидродинамических исследований, на основании которых были спроектиро ваны и изучены в промысловых условиях ряд новых технологий повышения нефтеот дачи пластов.

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

Эффективность воздействия технологий ПНП на пласт с трудноизвлекаемыми запасами нефти определяется согласованным осуществлением технологических опе раций блокирования водопроводящих каналов в нагнетательных и изоляцией водо притоков в нефтедобывающих скважинах с учетом взаимодействия скважин и степе ни дренируемости участка залежи. Поэтому для повышения эффективности воздейст вия на залежь в указанных условиях используется комплексный подход при реализа ции потокоотклоняющих систем и технологий. В ходе развития физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов можно ясно проследить тенденцию прида ния вытесняющей жидкости элементов саморегуляции, которые позволяют ей сохра нять свои вытесняющие свойства в пласте довольно продолжительное время.

В диссертационной работе разработаны реогазохимические технологии, осно ванные на использовании различных композиций химреагентов и продуктов их реак ции. Были проведены экспериментальные работы по регулированию параметров та ких композиций путем дозированных добавок различных химических соединений и сшивателей. В экспериментальных исследованиях закономерностей образования ге левой структуры в качестве инициирующих агентов процесса трехмерной сшивки по лимера используются хромовые квасцы и лигносульфонат. Экспериментальными ис следованиями установлено, что деформационные свойства образцов вязкоупругих со ставов зависят от длительности сохранения последних.

В процессе разработки и совершенствования рецептур вязкоупругих систем удалось выявить влияние используемых составных компонентов на свойства полу чаемых композиций и сочетать их оптимальное соотношение, а также оценить воз можность введения различных инертных наполнителей для регулирования не только реологических, но и физических свойств рабочих составов в технологических опера циях, в том числе при глушении скважин. Экспериментально установлена возмож ность достижения желаемой плотности составов и, тем самым, регулирования реофи зических показателей композиций в широких пределах.

Разработанный в ходе лабораторных исследований технологический процесс позволяет повысить эффективность изоляции водоносных горизонтов путем увеличе ния селективности блокирования высокопроницаемых интервалов при одновремен ном увеличении проницаемости низкопроницаемых интервалов и исключении пере мешивания закачиваемых растворов в стволе скважины.

В ходе реализации методов ПНП важное значение приобретают физико химические характеристики используемых химических композиций, воздействующих на пористую среду и насыщающие ее флюиды, а также процессы, направленные на то, чтобы свойства закачиваемых композиций проявились непосредственно в задан ной области коллектора. Следует отметить, что большинство из применяемых техно логий увеличения охвата пласта вытеснением (полимерное, газовое, водогазовое, ще лочное и другие методы) не обеспечивают ожидаемой эффективности именно вслед ствие незначительного охвата остаточных целиков нефти, преимущественной фильт рации в поровых каналах высокой проницаемости, прорывов газа по трещинам и дру гих менее значимых причин.

Эффективное решение такого рода осложнений было найдено в области реога зохимических технологий внутрипластовой генерации двуокиси углерода и газожид костных оторочек, создаваемых на его основе с присущими им свойствами направ ленного (ориентированного) воздействия на слабодренируемые участки коллектора.

Генерируемый для образования газожидкостной оторочки диоксид углерода и его критические характеристики позволяют использовать СО2 для извлечения нефти в благоприятных термобарических условиях залегания углеводородов в пластах. Ще лочные свойства участвующей во внутрипластовой химической реакции кальциниро ванной соды позволяют снизить набухаемость глинистых включений пористой среды, а соляная кислота и продукт стехиометрической реакции хлорид натрия, как хорошие электролиты, обеспечивают преимущественную фильтрацию оторочки в низкопрони цаемые области залежи. Газожидкостная система, обладающая неравновесными свой ствами, приводит к выравниванию фронта вытеснения закачиваемых агентов за счет образуемого пенного барьера. При этом диоксид углерода, растворяясь в нефти, уменьшает вязкость углеводорода, а растворение газа в воде сопровождается увели чением вязкости воды. Было показано, что при закачке воды с добавкой электролита за счет снятия электровязкостного эффекта происходит выравнивание профиля фильтрации и увеличение приемистости нагнетательных скважин.

В ходе проведенных исследований было показано, что повышения эффектив ности заводнения можно добиться снижением электрокинетического потенциала или изменением толщины диэлектрического слоя (ДЭС), а также повышением электриче ской проводимости вытесняющего агента, что достигается путем изменения минера лизации закачиваемой воды или добавления к ней специальных реагентов, понижаю щих заряд поверхности пор. Экспериментальными исследованиями также установле но, что при генерации СО2 наблюдается ряд термодинамических эффектов.

В проведенной серии лабораторных экспериментов исследована генерация ди оксида углерода СО2 при стехиометрической реакции различных по составу газообра зующих и газовыделяющих водных растворов и показано, что характер процесса раз личен в зависимости от физико-химических характеристик водной среды. В лабора торных экспериментах использовались водные растворы солей карбонатов, приготов ленные на дистиллированной, пресной воде, а также пластовой воде. Сравнение ре зультатов стехиометрической реакции между газовыделяющими водными раствора ми, приготовленными на дистиллированной, пресной воде, а также пластовой воде, показало, что барометрические и объемные характеристики реакции различаются в зависимости от типа водной фазы, участвующей в реакции (рис. 4).

60, 50, Объем генерируемого СО 2, см 40, 30, 20, 1 - газовыделяющий раствор на дистиллированной воде 2 - газовыделяющий раствор на пресной воде 10,0 3 - газовыделяющий раствор на пластовой воде 0, 0 2 4 6 8 10 12 14 30 40 Время, мин Рис. 4. Динамика генерируемого объема диоксида углерода при стехиомет рической реакции газовыделяющих и газообразующих растворов.

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

В последние годы широкое распространение получили технологии массиро ванного гидроразрыва пласта (ГРП) в качестве метода ПНП, в том числе использова нием агентов, позволяющих избирательно снизить проницаемость водонасыщенных интервалов и повысить эффективность технологии. На объекте БВ18-22 Ачимовской толщи Поточного месторождения с 1986 по 2003 г. резко сократились добыча и, есте ственно, фонд действующих скважин, только с 2003 г. после проведения ГРП начата активная разработка залежи (рис. 5). Темп отбора от начально извлекаемых запасов (НИЗ) за счет ГРП увеличился с 0.1 до 8%. Годовая добыча нефти, составляющая в 2002 г. 5.6 тыс. т., в 2006 г. составила 373,2 тыс. т. Одним из примечательных эффек тов проведения ГРП в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами яв ляется кратное увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин. В частности, это происходит при проведении большеобъемных глубокопро никающих ГРП, что приводит к образованию длинных узких трещин. Для пластов с проницаемостью в пределах 0,0010,010 мкм2 длина трещины после проведения та кого рода операций составляет от 100 до 200 м., при объемах закачки жидкости и пропанта в пределах 100200 т. Анализ причин недостаточной эффективности ГРП показывает, что в большинстве случаев это происходит из-за несоответствия выбран ных скважин требуемым для гидроразрыва критериям.

600 Ф о нд дей ств ую щ и х до б ы в аю щ и х ск в ажи н, ш т.

Ф о н д д е й с тв у ю щ и х д о б ы в а ю щ и х с к в а ж и н, ш т.

До бы ча неф ти и жи д к о сти, ты с.то нн, Д о б ы ч а н е ф ти, ты с.то н н Д о б ы ч а ж и д к о с ти, ты с.то н н о б в о дненно сть,% 400 О б в о д не нн о с ть, % 300 0 1982 198 4 1986 1988 1990 1 992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 Рис. 5. Динамика основных показателей разработки Ачимовской толщи Поточного месторождения.

Эффективность резко снижается при малой толщине пласта, низкой нефтенасыщен ности, расположении вблизи фронта заводнения, пониженном пластовом давлении.

Другой причиной является недостаточное качество проектирования ГРП, в частности неправильные режимы закачки жидкости, укладки пропанта.

За основные показатели эффективности применения ГРП на скважине приняты кратность увеличения продуктивностей (дебитов) по жидкости и дополнительная до быча в результате обработки, а также длительность эффекта. По величине дополни тельной добычи нефти выделены три группы скважин: с низким эффектом с величи ной дополнительной добычи менее 3 тыс. т., со средним эффектом от 3 до 6 тыс. т и с высоким эффектом более 6 тыс. т. В целом по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в первую группу входит в среднем 36 % скважин, во вторую 17 % и в третью 47 %.

Одна из задач анализа проведенных обработок состояла в установлении причин низкой эффективности ГРП. На первом этапе проанализированы обработки отдель ных скважин и установлены связи их эффективности с фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, технологией проведения ГРП, состоянием разработки. Пу тем статистической обработки данных и математического моделирования операций ГРП определены факторы, наиболее сильно влияющие на показатели, в том числе:

проницаемость, пористость, модули Юнга и коэффициенты Пуассона пласта и экрана, мощность пласта и экрана, горное давление, вязкость пластовых флюидов. На втором этапе анализ распространен на систему скважин и установлено влияние геолого технологических факторов на извлекаемые запасы объекта разработки или участка применения ГРП.

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

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

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

Шестая глава посвящена исследованию вопросов принятия решений по про блемам повышения нефтеотдачи залежей в процессе разработки нефтяных месторож дений. При составлении технологической схемы разработки новой нефтяной залежи запасы и другие характеристики пласта известны с некоторой неопределенной по грешностью. Выбор рекомендуемых методов повышения нефтеотдачи, используемой плотности сетки скважин, системы воздействия в существенной степени зависит от свойств пласта, поэтому необходимо выбрать такую стратегию действий разработчи ка, чтобы по возможности уменьшить риск несоответствия результатов с утвержден ным проектным решением, выбранным по неопределенным исходным данным. Сте пень «опасности» таких рисков оценивается потерями, имеющими место при несоот ветствии в проектных документах технологических решений разработки месторожде ния экономическим критериям. При этом из-за неточности используемых в моделях данных требуется периодически вносить изменения, дополнения к проекту разработ ки, пересчету балансовых и извлекаемых запасов, оценки конечного коэффициентов нефтеизвлечения. Это нашло свое подтверждение в результатах исследований, пред ставленных в третьей главе, в которой было доказано наличие существенной разницы в оценке извлекаемых запасов и их связь с объемами планируемых геолого технических мероприятий. Мониторинг разработки большого числа месторождений показывает существенное отклонение проектных показателей разработки от фактиче ских, что, несомненно, определяет высокий уровень риска, который приводит к серь езным коллизиям между собственником недр и недропользователем.

В диссертационной работе, в рамках проведенных исследований, создана мето дика принятия решения по выбору оптимального варианта разработки месторождения в условиях неопределенности, недостаточности информации и многокритериальности решения. В методике использованы вероятностно-статистические и эвристические минимаксные критерии Вальда, Севиджа, Гурвица, Лапласа, аппарат нечетких мно жеств Л. Заде. Принятие решения при оценке рисков и выборе оптимальной системы разработки в методике производится на основе построения так называемой «матрицы платежей» или «матрицы риска». Стратегия принятия решения заключается в выборе оптимального варианта разработки с учетом конечного коэффициента извлечения нефти, в зависимости от предполагаемых колебаний значений извлекаемых запасов и чистого дисконтированного потока наличности (ЧДПН). Поиск оптимального реше ния ведется путем совместного учета результатов эвристических критериев, их свер тывания с использованием аппарата теории нечетких множеств и построения страте гической схемы принятия решения.

На основании гидродинамических расчетов определяются значения принятого критерия эффективности, получаемые лицом, принимающим решение (ЛПР) при раз личных комбинациях стратегий. Значения показателей aij (i=1, 2,., n;

j=1, 2,., m) за носятся в таблицу, называемую матрицей «выигрышей» или «потерь». Фактором, формирующим зону риска, является, в частности, отклонение извлекаемых запасов углеводородов и связанные с этим экономические потери. При составлении техноло гической схемы разработки новой нефтяной залежи запасы и другие характеристики пласта известны с некоторой неопределенной погрешностью. Выбор стратегии дейст вий разработчика заключается в возможности уменьшения риска из-за технологиче ской схемы, выбранной по неопределенным исходным данным. Риск оценивается по терями, которые могут произойти из-за несоответствия технологической схемы эко номическому критерию. Сложность задачи увеличивается от того, что по каждому критерию решение может оказаться неоднозначным.

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

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

Для каждого из статистических критериев функции принадлежности показате ля выбираются в виде: 1, где k1 и k2 постоянные коэффициенты.

k1C k Как видно из табл. 3. двукратное увеличение убытков в случае, если действи тельные запасы окажутся на 25 больше, чем утвержденные, приводит к тому, что потери ЧДПН в IV варианте разработки окажутся приблизительно равными потерям по III варианту в случае уменьшения действительных запасов на 25%. Если запасов окажется на 25 меньше, чем предполагалось, то при этой стратегии «природы» по тери ЧДПН при IV варианте разработки окажутся примерно равными потерям при ва рианте разработки I (при увеличении запасов на 25%).

Таблица 3. Матрица потерь ЧДПН при реализации проекта Изменение утвержденных запасов, % Варианты разработки +25 +10 0 -10 - I (=0,47) 0 -268 -389 -465 - II (=0,51) -115 -132 -256 -398 - III (=0,54) -350 -65 -273 -354 - IV (=0,57) -565 -115 0 -187 - В таб. 4 приведены значения функции желательности для вариантов разработ ки, в последнем столбце таб. 4. для каждого варианта разработки выписаны мини мальные по всем критериям значения функции принадлежности. Как видно, макси мальным среди них является значение =0,47, соответствующее оптимальному реше нию – варианту разработки со значением КИН, равным 0,54. Преимуществом методи ки является то, что, при всей сложности принятия решений, она обладает особенно стями, позволяющими научнообоснованно и однозначно определить вариант проек та разработки, который может не совпадать с традиционно применяемым выбором варианта на основе максимального КИН.

Таблица 4. Значения функции принадлежности Критерии Функ Гурвица ция Лап- Валь Се- при ласа да виджа над 0,1 0,2 0,5 0,8 0, Вариант леж разработки ности I (=0,47) 0,1 0,46 0,1 0,1 0,1 0,64 0,84 0,1 0, II (=0,51) 0,45 0,89 0,43 0,39 0,1 0,1 0,1 0,49 0, III (=0,54) 0,9 0,9 0,89 0,89 0,85 0,72 0,56 0,47 0, IV (=0,57) 0,9 0,1 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0, На основе методики созданы алгоритм и пакет прикладного программного обеспече ния «ОПТИМА» (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2008610892 от 20.02.2008) для выбора оптимального варианта разработки нефтяно го месторождения при мультикритериальности решений, которая интегрирована в информационно-аналитическую систему управления процессом разработки нефтяных месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ».

Заключение 1. Представленные в диссертационной работе результаты являются обобщением тео ретических, лабораторных и промысловых исследований, итогом которых стала разра ботка научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи залежей, направленного на совершенствование традиционной и формиро вание новой концепции, учитывающей стохастические составляющие показателей про цесса фильтрации.

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

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

4. Доказано, что увеличение количества коэффициентов-сомножителей в расчет ных формулах по оценке коэффициента нефтеотдачи не обеспечивает достоверность полученных результатов. Как правило, в проектных документах представляются ко нечный КИН и его составляющие – коэффициент вытеснения нефти водой и коэффи циент охвата вытеснением без учета вклада величин в КИН при естественном режиме Е и за счет ПНП Т, что приводит к завышению значения коэффициента охвата вы теснением. Это не позволяет достоверно оценить эффективность технологии воздей ствия на залежь, оптимизировать технологические показатели процесса разработки залежи, обосновать необходимость применения третичного метода ПНП.

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

6. Предложен способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей на основе искусственных нейронных сетей, учитывающих нелинейные эффекты лю бой сложности. Моделирование нейронными сетями обеспечивает достоверность по лученных результатов прогноза КИН, надежность которых тестируется эталонными оценками КИН, полученными на многомерных геолого-гидродинамических моделях.

Результаты расчетов демонстрируют высокую точность предсказания КИН по срав нению с результатами, полученными на регрессионных моделях (рис. 2).

7. Установлено, что международная SPE и российская классификации имеют в своей основе разные подходы, соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что показано путем статистиче ского сопоставления запасов по данным 11 месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз».

С помощью построенных линейных и многомерных моделей произведено сопостав ление запасов по российской и SPE классификациям. Эти данные сопоставлены с фактической годовой добычей, и установлено, что построенная статистическая мо дель определения годовой добычи является более устойчивой.

8. Построены парные и многомерные статистические модели для определения разбуренных неразрабатываемых и неразбуренных запасов за счет восстановления скважин из бездействия, гидроразрывов пластов, перевода скважин на другие гори зонты по технологическим схемам и в качестве уплотняющих. Сопоставление мо дельных значений этих запасов показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям.

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

при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим значени ем Кк Кпр и Н 0,4 – рекомендуется увеличить закачку воды и проводить ре гулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН 0 и DВ 0 ограничить, а при DН 0 и DВ 0 увеличить отбор жидкости, при усло вии достижения и сохранения Н 0,6;

при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным значени ем Кк Кпр и Н 0,4 – рекомендуется снизить закачку воды и проводить регули рование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН 0 и DВ ограничить, а при DН 0 и DВ 0 увеличить отбор жидкости, при условии дос тижения и сохранения Н 0,6.

Установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных ме роприятий по регулированию режимов работы скважин, перманентно оптимизиро вать режимы для достижения прироста добычи нефти.

10. Установлено, что, наряду с карбонатными коллекторами, наличие трещин в тер ригенных пластах оказывает неблагоприятное влияние на внедрение технологий ПНП.

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

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

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

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

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

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

Минимизацию неопределенности при проектировании траекторий стволов сква жин.

Больший охват разработкой запасов нефти за счет зон, непосредственно контак тирующих с газом.

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

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

15. На основе использования вероятностно-статистических и эвристических ми нимаксных критериев, аппарата нечетких множеств предлагается методика выбора оптимального варианта разработки в условиях ограниченной информации и рисков путем построения «матрицы платежей». При всей сложности принятия решений, ме тодика обладает особенностями, позволяющими научнообоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, не совпадающий с традиционно применяе мой методикой выбора варианта на основе максимального КИН или другого эконо мического критерия определения КИН. В качестве примера рассмотрена задача оцен ки и выбора оптимального варианта проекта разработки при вариации извлекаемых запасов на 1025%.

Основные защищаемые научные положения.

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

3. Научное обоснование и формула, а также алгоритм расчета коэффициента ох вата фильтрацией и на его основе внесение изменения в известную формулу академи ка А. П. Крылова для расчета коэффициента извлечения нефти.

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

5. Методика и результаты расчета более достоверной оценки и прогноза коэф фициента извлечения нефти залежей, впервые реализованного на основе моделирова ния искусственными нейронными сетями (ИНС).

6. Разработанные парные и многомерные статистические модели для сопостав ления различных категорий извлекаемых запасов в соответствии с российской и меж дународной SPE классификациями и оценка прироста запасов за счет применения геолого-технических мероприятий.

7. Методы оптимального регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД реализуется на основе следующих решающих правил:

при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим значени ем Кк Кпр и Н 0,4 – рекомендуется увеличить закачку воды и проводить ре гулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН 0 и DВ 0 ограничить, а при DН 0 и DВ 0 увеличить отбор жидкости, при усло вии достижения и сохранения Н 0,6;

при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным значени ем Кк Кпр и Н 0,4 – рекомендуется снизить закачку воды и проводить регули рование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН 0 и DВ ограничить, а при DН 0 и DВ 0 увеличить отбор жидкости, при условии дос тижения и сохранения Н 0,6.

Установленные критерии позволяют прогнозировать эффективность тех или иных мероприятий по оптимальному регулированию режимов работы скважин с целью достижения прироста добычи нефти.

8. Результаты лабораторных и экспериментальных исследований, промысловых испытаний инновационных технологий, в том числе реогазохимических, ГРП, буре ния ГС и РГС и последующего их промышленного внедрения, направленных на по вышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.

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

В диссертационной работе, на основе теоретических, экспериментальных и про мысловых исследований, представлено концептуальное решение актуальной научно методической проблемы оптимизации технологического процесса повышения нефте отдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах 1. Основные принципы системного подхода к разработке нефтяного месторождения // Сборник научных трудов ВНИИнефть им. акад. А. П. Крылова «Теория и прак тика математического моделирования процессов разработки нефтяных месторож дений». М., 1995. – С. 1733 (в соавторстве).

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

3. Анализ результатов аудита запасов нефти по месторождениям НК«ЛУКОЙЛ» //Сб статей Третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазо вого потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск: изд-во «Путиведь», 2000.–С. 2229.

4. Практические аспекты сопоставления классификаций России и США по результа там аудита запасов Нефтяной Компании «ЛУКОЙЛ» //Тез. конференции «Совре менные проблемы геологии нефти и газа». М., 2000. – С. 3132 (в соавторстве).

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

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

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

8. Гидравлический разрыв пласта – основной метод повышения нефтеотдачи на ме сторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // Сборник докладов 12-го Европейского симпо зиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 2003. – С. 367 – 369 (в соавтор стве).

9. Стратегия Нефтяной Компании ОАО «ЛУКОЙЛ» в области применения методов повышения нефтеотдачи пластов // Сборник докладов 12-го Европейского симпо зиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 2003. – С. 370 – 371 (в соавтор стве).

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

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

12. Оптимизация системы расстановки скважин с учетом геологической неоднород ности объекта разработки // Труды Международной конференции «Фундамен тальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспор тировки углеводородного сырья». – М., 2004.

13. К вопросу обоснования величины доказанных разрабатываемых запасов нефти.

//Вестник ПГТУ, сер. Нефть и газ. 2004. вып.5. С. 3540 (в соавторстве).

14. О статистических зависимостях доказанных разбуренных неразрабатываемых за пасов с количеством запланированных мероприятий. //Вестник ПГТУ, сер. Нефть и газ. 2004. вып. 5. С.4145.

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

16. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями // Нефтяное хозяйство. 2005. №10, С. 3639 (в соавторстве).

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

18. Проектирование и внедрение технологий ПНП с учетом техногенной трещинова тости терригенных пластов // Труды IV Международного симпозиума «Новые ре сурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи».

М. 2006 (в соавторстве).

19. Корпоративная информационная система разведки, разработки и эксплуатации месторождений// Нефтяное хозяйство. 2006. №10. – С. 1218 (в соавторстве).

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

21. Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторож дениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // Труды V Международного симпозиума «Новые ресур сосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М., 2007, С.13.

22. Проектирование и оптимизация физико-химических технологий регулирования охвата пластов вытеснением на основе гидродинамических исследований, физиче ского и математического моделирования // Труды V Международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефте отдачи». М., 2007. (в соавторстве).

23. КИС РРЭМ ОАО «ЛУКОЙЛ» - основа дальнейшего повышения эффективности управления разработкой и недропользования в современных условиях // Труды V Международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недро пользования и повышения нефтеотдачи». М., 2007 (в соавторстве).

24. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов уг леводородов на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. 2007.

№5. С. 7679 (в соавторстве).

25. Совершенствование подходов к проектированию и применению физико химических технологий регулирования охвата пластов заводнением с учетом тех ногенной трещиноватости коллектора со стороны нагнетательных скважин. // Те зисы докладов, представленных на Международный научный симпозиум. ОАО «ВНИИнефть». М., 2007. (в соавторстве).

26. Модельная основа выбора оптимального варианта разработки нефтяного место рождения при мультикритериальности решений. //Нефтяное хозяйство. 2007.

№10. С. 8285 (в соавторстве).

27. Перспективные реогазохимические технологии повышения нефтеотдачи пластов при извлечении остаточных запасов углеводородов // Известия Нац. Академии На ук Азербайджана, сер. наук о Земле. 2007. №3. С. 3847 (в соавторстве).

28. Потенциал повышения нефтеизвлечения на основе новых технологий стимулиро вания нефтяного пласта // Вестник РАЕН. 2007. т.7, №4. С. 29. Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. 2007. №12. С. 5457 (в соавторстве).

30. О направлениях совершенствования технологий создания и использования геоло го-гидродинамических моделей при проектировании и мониторинге разработки месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ» // Вестник ЦКР Роснедра. – 2008 №4. С.

821 (в соавторстве).

31. Совершенствование технологии освоения и разработки на месторождении им. Ю.

Корчагина трудноизвлекаемых запасов нефти. //Нефтяное хозяйство. – 2008.-№8.

С. 5255 (в соавторстве).

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

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

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

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

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

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

38. Способ разработки обводненной нефтяной залежи. Патент №2083809 от 10.07. (в соавторстве).

39. Способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов в скважине. Па тент №2075590 от 20.03.97 (в соавторстве).

40. Способ определения технологической эффективности методов увеличения нефте отдачи пластов, Патент РФ №2095548 от 10.11.97 (в соавторстве).

41. Способ разработки обводненной нефтяной залежи. Патент Азербайджанской Рес публики № I 990233 от 22.12.99 (в соавторстве).

42. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ № 2308596 от 20.10.2007 (в соав торстве).

43. Способ обработки призабойной зоны скважины. Патент РФ № 2308595 от 20.10.2007 (в соавторстве).

44. Развитие научно-методических и технологических основ нефтеизвлечения. // Нефтяное хозяйство. 2008. № 9. С. 45. Инновационные технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе внутри пластовой генерации диоксида углерода. // Международная конференция «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углеводородов на суше и мо ре». Краков (Польша), 2008. С. 789793 (в соавторстве).

46. Многокритериальные диагностические методы исследования стохастических ха рактеристик показателей разработки нефтяных месторождений. // Международная конференция «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углево дородов на суше и море». Краков (Польша), 2008. С. 11201123 (в соавторст ве)

 

Похожие работы:


 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.