Автореферат (1172967), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Непосредственное участие в подготовке основных публикаций попроведеннойработе,обсуждениеиинтерпретацияполученныхрезультатовпроводились совместно с научным руководителем и соавторами публикаций.Структура и объем работыДиссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, спискасокращений и списка литературы из 104 наименований. Диссертация изложена на 118страницах машинописного текста, включает 8 таблиц и 55 рисунков.ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫВо введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель иосновные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показанынаучная новизна и практическая ценность результатов работы.Первая глава посвящена обоснованию необходимости проведения целевых иуглубленных исследований геолого-физических свойств карбонатных коллекторовбашкирского яруса и определения их влияния на текущую эффективностьнефтеизвлечения.Основные остаточные запасы в карбонатных коллекторах сосредоточены вотложениях турнейского и башкирского ярусов.
В отличие от турнейского ярусазапасы башкирского яруса практически не вовлечены в разработку. Накопленнаядобыча нефти по залежам башкирского яруса составляет 10,7 % от начальныхизвлекаемых запасов, что свидетельствует о том, что они находятся в начальной стадииразработки.Проведен литературный обзор известных исследований геологическогостроения месторождений башкирского яруса и свойств насыщающих их флюидов.Проанализированысуществующиесложностиипредлагаемыепутисовершенствования технологии разработки карбонатных коллекторов.На основе анализа исследований нефти по 20 месторождениям РТ выявлено, чтодлябашкирскогоярусаместорожденийРТсвойственнабитуминозная,высокосмолистая и высоковязкая нефть. Компоненты высоковязкой нефти влияют на9изменение смачиваемости естественно гидрофильной поверхности карбонатныхколлекторов, что подтверждено проведенным анализом результатов исследований поопределению величин показателя смачиваемости М, полученных при исследованииобразцов керна с 44 месторождений нефти.
При этом определено, что карбонатныепородыместорожденийбашкирскогоярусаотносятсякгидрофобному,преимущественно гидрофобному и смешанному типам смачиваемости.Рассмотрены широко применяемые методы повышения нефтеотдачи залежейкарбонатных коллекторов и проанализированы результаты опытно-промышленныхработ по применению технологий заводнения, бурения горизонтальных скважин иуплотнения сетки скважин.Исследованию процессов фильтрации в трещинно-поровых карбонатныхколлекторах и проблемам их разработки посвящены труды многих учёных, средикоторых можно выделить Р.Г.
Абдулмазитова, К.Б. Аширова, Г.И. Баренблатта,В.Д. Викторина, А.В. Гавуру, Т.Д. Голф-Рахта, Р.Г. Галеева, Р.Н. Дияшева,А.Н. Дмитриевского, В.М. Ентова, Ю.П. Желтова, С.Н. Закирова, В.И. Колганова,И.Н. Кочина, Н.П. Лебединеца, В.Д. Лысенко, Н.А. Лыкова, В.П. Морозова,Р.Х.
Муслимова,Р.З. Мухаметшина,Р.Г.Рамазанова,Э.И.Сулейманова,М.Л. Сургучева, Р.Т. Фазлыева, Р.Г. Хамзина, Р.С. Хисамова, В.Н. Щелкачева.,Ш.Н. Шимановского, И.Г. Юсупова, Hurst W., Katz D.L., Mattax C.C. и других.Проведенный анализ истории разработки башкирского яруса месторождений РТпоказал невысокую эффективность использования традиционных подходов, хорошозарекомендовавших себя при проектировании разработки терригенных коллекторов.Бурение по стандартной сетке скважин и внедрение элементов заводнения, детально неучитывающих расположение зон разуплотнений, приводит к неравномернойвыработке запасов, быстрому обводнению одних скважин и падению пластовогодавления на соседних скважинах.Врезультатепроведенногоанализатекущихпоказателейразработкибашкирского яруса Аканского месторождения выявлены характерные особенности егоразработки, графическая иллюстрация которых приведена на рисунке 1.Очевидно, что единственным фактором, определяющим устойчивый ростдобычи нефти из скважин южной и центральной частей залежи башкирского ярусаАканского месторождения, является только ввод новых скважин в эксплуатацию –максимальная добыча по ним совпадает по времени с моментом практическогоокончания бурения проектных скважин, и последующая отрицательная динамика10добычи нефти существенным образом зависит от действующего эксплуатационногофонда скважин при отсутствии какого-либо значимого влияния от реализуемых вскважинах геолого-технических мероприятий (ГТМ).Рисунок 1 – Графическая иллюстрация фактических показателей разработки башкирскогояруса Аканского месторождения и их статистическое описаниеКроме того, статистически значимые прогнозные прямые линии удельныхсреднемесячных дебитов нефти свидетельствуют о том, что практически через пятьсемь лет разработки все три части залежи башкирского яруса Аканскогоместорождения,приприменяемыхтехнологияхразработки,перейдутнанерентабельный уровень добычи.Это приводит к выводу о необходимости повышения эффективности разработкикарбонатных коллекторов башкирского яруса.
При применении ГТМ необходим учётсложности структуры порового пространства и свойств флюидов, содержащихся впродуктивном пласте.Несмотря на многочисленные исследования результатов применения методовповышения эффективности разработки карбонатных коллекторов башкирского яруса,проблема остается актуальной и по сей день. При опробовании новых методовразмещения добывающих и нагнетательных скважин не уделяют должного вниманияхарактерураспределениясмачиваемостиповерхностипоровогопространствакарбонатного коллектора, доминирующему направлению и типам трещинности.Необходимокомплексноеиспользованиерезультатовразномасштабных11исследований, таких как 3D сейсмические исследования, лабораторные исследованиякерна, геофизические исследования и геолого-гидродинамическое моделирование, дляуточнения параметров продуктивного пласта, существенно влияющих на механизмыизвлечения нефти при совершенствовании существующих методов управленияразработкой.Вторая глава содержит результаты исследований по влиянию уточненныхпараметров и свойств пластовой системы на механизмы извлечения нефти изколлекторов башкирского яруса при гидродинамическом моделировании.Отмечены особенности геологического строения и свойств пластовых флюидовзалежи башкирского яруса Аканского месторождения, на примере разработки которойбыли проведены все исследования.
Предложен комплекс методов исследований сцелью уточнения геолого-физического строения объекта и обоснована необходимостьучёта полученных новых результатов при проектировании разработки залежейбашкирского яруса.С целью уточнения характера распределения смачиваемости поверхностипоровой среды по продуктивному разрезу пласта залежи башкирского яруса Аканскогоместорождения и глубине залегания спланированы, организованы и проведеныцелевые промысловые и лабораторные эксперименты для получения данных овеличинах показателя смачиваемости М, который квалифицирует состояние изучаемойповерхности как гидрофильную (М→1,0) или гидрофобную (М→0) согласноОСТ 39- 180-85 «Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащихпород».На рисунке 2 приведена графическая иллюстрация результатов промысловых илабораторных исследований, их статистические обработка и описание.При осуществлении процедуры отбора фрагментов сплошного керна, пригодныхсогласно требованиям ОСТ 39-180-85 для специальной подготовки образцов керна дляпроведения исследований по смачиваемости, обнаружено существенное различие вколичестве разломов и трещин и их размеров по длине вынесенного на поверхностьсплошного керна, а именно: густота трещин в верхней половине продуктивного пластаоценочно практически в два раза меньше, чем в нижней половине продуктивногопласта.
Наглядным свидетельством этого служат отношения углов наклона прямыхлиний, статистически значимо описывающие динамику частоты отбора количествапригодных образцов керна на один метр продуктивного пласта по глубине егозалегания.12Рисунок 2 – Графическая иллюстрация результатов промысловых и лабораторныхисследований, их статистические обработка и описаниеПо результатам статистической обработки фактических величин показателясмачиваемости М выявлено, что динамика их распределения от кровли к подошвепродуктивного пласта имеет убывающий характер и может быть статистическизначимо описана уравнением прямой линии, поскольку кривые накопленной суммывеличин этого показателя во всех случаях наиболее хорошо описываются уравнениямипараболы с коэффициентами корреляции свыше 0,98 при уровнях значимостисвыше 99 %.
На рисунке 3 приведена графическая иллюстрация распределений13фактических величинпоказателясмачиваемостиМ откровлик подошвепродуктивного пласта и глубине его залегания, а также их линейные модели, которыеимеют не более чем 5-процентное отличие от соответствующих фактическихраспределений.а)б)Рисунок 3 – Графическая иллюстрация распределений фактических величин показателясмачиваемости М по толщине продуктивного пласта а)поскважинно; б) общая, осредненнаяна метр толщины пластаТаким образом, выявлено уменьшение доли гидрофильной поверхности откровли к подошве карбонатного продуктивного пласта башкирского яруса Аканскогонефтяного месторождения по линейному закону с темпом от 0,08 % до 1,2 % на одинпогонный метр толщины пласта в диапазоне ее величин от 52 % до 12 %.Проведены исследования с применением гидродинамического моделированиядля определения целесообразности учёта выявленного закономерного уменьшениявеличинпоказателясмачиваемостиМповерхностипоровогопространствапродуктивного пласта по глубине его залегания при проектировании системразработки.
Проведены расчеты по двум вариантам: во-первых, по типовому подходу,а именно с неизменной величиной доли гидрофильной поверхности, и, во-вторых, сучётом заданного темпа уменьшения доли гидрофильной поверхности по глубинезалегания продуктивного пласта.На рисунке 4 приведены результаты гидродинамического моделированияповедения элемента разработки с учетом и без учета уменьшения доли гидрофильнойповерхности продуктивного пласта с глубиной его залегания.Показана существенная необходимость учёта изменения смачиваемостиповерхности порового пространства продуктивного пласта по глубине его залеганиядляснижениярисковполучениязавышенныхпоказателейразработкиприпрогнозировании, а именно при учете изменения смачиваемости накопленная добыча14нефти, например, за первые шесть лет разработки ниже на 30 %, а водонефтяноеотношение выше на 18 % по сравнению с вариантом без учёта изменениясмачиваемости.Рисунок 4 – Динамика технологических показателей разработки по двум вариантамгидродинамического моделированияС целью уточнения структуры порового пространства продуктивного пластасеверногоучасткаАканскогоместорождениясзонамиразуплотнений,пространственное положение которых определено по результатам сейсморазведочныхработ в 3D модификации, спланирован, организован и проведен промысловыйэксперимент с целью получения данных о геометрических характеристиках трещин икаверн в выявленных зонах разуплотнений.
Для этого предложена к бурениюскважина, горизонтальный ствол которой спрофилирован и пробурен для максимальновозможногоохватапроходкойдолотомвыявленныхзонразуплотненийсобеспечением выноса керна из них (рисунки 5 и 6).Показано, что выделенные по результатам 3D сейсмических исследований зоныразуплотнений по глубине и простиранию полностью согласовываются с интерваламиотбора кернового материала, степень разрушенности которых при визуальном осмотресущественным образом отличается от кернового материала, отобранного вне зонразуплотнений.Кроме того, согласованы данные, полученные при исследованиях открытогогоризонтального ствола скважины геофизическими приборами с построением кривыхнейтронного гамма каротажа (НГК), ГК, ПС и КС и образцов керна.15Рисунок 5 – Профиль горизонтальной скважины в проекциях относительно зонразуплотнений и матрицыРисунок 6 – Траектория горизонтального ствола скважины относительно зон разуплотненийс данными ГИС и фотографиями вынесенного кернаПри этом выявлено, что наличие открытых и закрытых трещин в выбранноминтервале скважины определяют синхронные экстремумы ГК, ПС и КС.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
