Исследование влияния фильтрационной анизотропии на разработку неоднородных коллекторов нефти и газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.16, кандидат геолого-минералогических наук Исказиев, Курмангазы Орынгазиевич

• Исказиев, Курмангазы Орынгазиевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Исказиев, Курмангазы Орынгазиевич

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ АНИЗОТРОПИИ КОЛЛЕКТОРОВ

НЕФТИ И ГАЗ А.

1.1. Анализ факторов, влияющих на анизотропную характеристику коллекторов.

1.2. Литолого-петрофизическая и фильтрационная анизотропия коллекторов различных месторождений.

1.3. Методические аспекты исследования анизотропии проницаемости.

1.4. Некоторые особенности фильтрационной характеристики продуктивных горизонтов месторождения Кисимбай и постановка задачиисследований.

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОСТРАНСТВЕННОЙ ОРИЕНТАЦИИ И ВЕЛИЧИНЫ АНИЗОТРОПИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ.

2.1. Петрофизические особенности коллекторов месторождения Кисимбай.

2.2. Качественная и количественная интерпретация данных геофизических исследований скважин.

2.3. Методика определения параметров фильтрационной анизотропии по комплексным данным геофизических исследований.

3. АНИЗОТРОПНАЯ ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ КИСИМБАЙ.

3.1. Основные черты геологического строения месторождения.

3.2. Литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и закономерности ее пространственного изменения.

3.3. Петрофизическая характеристика коллекторов и закономерности ее пространственного изменения.

4. ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КИСИМБАЙ С УЧЕТОМ АНИЗОТРОПНОЙ МОДЕЛИ.

4.1. Анализ текущего состояния выработки запасов по месторождению.

4.2. Анализ эффективности процесса разработки с учетом горизонтальной анизотропии проницаемости.

4.3. Оптимизация режимов работы эксплуатационных скважин на основе анизотропной модели.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование влияния фильтрационной анизотропии на разработку неоднородных коллекторов нефти и газа»

Актуальность работы. Наличие пространственной фильтрационной неоднородности коллекторов выражается в существовании закономерных направлений, благоприятных для внутри- и межпластовых перетоков флюидов. В мировой практике нефтедобычи имеются многочисленные подтверждения этого явления, выраженные в резком отличии режимов работы добывающих скважин при их равном удалении от нагнетательной скважины.

Это явление предопределяется серией факторов, включающих фациальные условия образования коллекторов, тектонический режим осадконакопления, процессы изменения (выщелачивания) горных пород, приводящие к образованию вторичной пористости. Дополнительным условием, влияющим на анизотропную характеристику коллекторов, может быть напряженное состояние массива горных пород.

В совокупности эти факторы приводят к формированию определенным образом упорядоченных структур и текстур пород коллектора, влияющих на их физические свойства, и, в конечном счете, на нефтеотдачу пласта.

В данной работе рассматривается проблема исследования характеристик горизонтальной (латеральной) анизотропии проницаемости. Важность анизотропии проницаемости состоит в том, что она в значительной степени влияет на характер гидродинамических процессов, протекающих в разрабатываемом пласте.

К настоящему времени наиболее разработанным методом определения анизотропии горизонтальной проницаемости является метод гидропрослушивания. Однако гидропрослушивание - это дорогостоящая, очень длительная в случае относительно низкопроницаемых нефтяных коллекторов процедура, которая применяется в исключительных случаях. В ряде случаев может использоваться метод меченых атомов, дающий качественную оценку направления преимущественных перетоков флюидов в пласте, но и эти эксперименты также достаточно длительны и относительно дорогостоящи. Главная особенность данных методов состоит в том, что надежно реализованы они могут быть лишь на поздней стадии разработки месторождения при интенсивном обводнении продукции.

Однако, часто бывает необходимым оценить возможное проявление фильтрационной анизотропии пласта еще до начала интенсивного обводнения. В связи с этим, большой интерес может представлять разработка методик определения анизотропии проницаемости пласта, основанных на анализе и обработке уже имеющихся данных произведенных геофизических исследований скважин, исследований керна, текущих гидродинамических исследований, гидродинамического моделирования и истории параметров разработки Эти данные, как правило, доступны и при определенных требованиях к их качеству могут быть использованы для количественной оценки направления и величины латеральной анизотропии коллекторов. Реализация этого направления определяет научную новизну и практическую значимость исследования.

Целью настоящего исследования является разработка методических основ определения количественных характеристик - величины и направления - горизонтальной анизотропии коллекторов нефти и газа по комплексу данных исследования керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин и петрофизического моделирования для оценки влияния анизотропии на процесс разработки на примере месторождения Кисимбай.

Для выполнения работы необходимо решение следующих задач:

1. Выявление, анализ и оценка влияния геологических факторов, обуславливающих анизотропию терригенных и карбонатных коллекторов.

2. Разработка методики количественной оценки пространственной анизотропии (величины и направления горизонтальной проницаемости) коллекторов по комплексу данных геофизических и гидродинамических исследований скважин и гидродинамического моделирования.

3. Экспериментальная апробация методики для оценки фильтрационной анизотропии отложений валанжинского яруса нижнего мела нефтяного месторождения Кисимбай.

4. Выработка рекомендаций по оптимизации процесса разработки месторождения Кисимбай с учетом пространственной фильтрационной анизотропии.

Выбор месторождения Кисимбай в качестве объекта исследований обусловлен особенностями геолого-геофизической и флюидодинамической характеристик месторождения, которое типично для северной части Прикаспийской впадины. Основной валанжинский продуктивный горизонт месторождения достаточно хорошо изучен серией разведочных и эксплуатационных скважин, в отдельных из которых выполнен представительный отбор керна. По всем скважинам проведен полный комплекс геофизических и гидродинамических исследований, объем и качество которых позволяет дать надежную характеристику фильтрационно-емкостных свойств. С этих позиций месторождение Кисимбай является достаточно хорошим объектом исследований причин проявления и оценки влияния анизотропии проницаемости на разработку месторождения.

Фактический материал и методы исследований. В основу диссертации положены результаты исследований, полученные автором при проведении научно-исследовательских работ, выполнявшихся по заказу АО «РД «КазМунайГаз» (2003-2006 г.г.)

В процессе выполнения работы использованы материалы геолого-геофизических исследований и результаты гидродинамических исследований продуктивных объектов пласта Kvl месторождения Кисимбай по 22 скважинам. Из фондовых материалов заимствовано более 90 результатов определений фильтрационно-емкостных свойств пород. Под руководством автора и при его личном участии проведена переобработка и переитерпретация данных ГИС по всем скважинам, построены уточненные седиментологическая и петрофизическая модели месторождения. По материалам анализа геофизических и гидродинамических исследований определены параметры фильтрационной анизотропии пород продуктивного горизонта, рассчитана прогнозная анизотропная флюидодинамическая модель. На основе построенной модели проведена адаптация добывающих скважин месторождения.

Использованы также материалы, содержащиеся в опубликованных и фондовых работах АО «РД «КазМунайГаз» и других организаций.

Совокупность представительного фактического материала, методов исследования, их детальность обеспечили получение надежных результатов.

Научная новизна. Личный вклад автора. Разработана и апробирована методика комплексного петрофизического и гидродинамического изучения осадочных толщ, которая позволила получить важную информацию об анизотропии внутреннего строения исследуемых карбонатных коллекторов, причинах и условиях ее формирования, а также количественные характеристики этого явления.

Автором выполнены работы по обобщению материалов и изучению петрофизической неоднородности отложений валанжинского яруса и дано подробное описание геологических факторов, определяющих величину и направление анизотропии горизонтальной проницаемости карбонатов. Построена уточненная седиментационная модель продуктивного горизонта валанжинского яруса месторождения, определены условия образования осадочного комплекса и его вторичных изменений.

В соответствии с проведёнными комплексными исследованиями сделан вывод о том, что пространственная фильтрационно-емкостная неоднородность продуктивного пласта Kvl месторождения Кисимбай обусловлена фациальными обстановками и постседиментационными преобразованиями пород. Это позволяет уточнить контуры распространения пород с высокими фильтрационно-емкостными свойствами при разработке месторождения и интенсификации добычи нефти.

Основные защищаемые положения.

1. Анализ планов проницаемости пород на основе ГИС и ГДИС и сравнение исторических и расчетных показателей обводненности продукции обеспечивают определение направления и величины анизотропии проницаемости коллекторов. Для месторождения Кисимбай предлагаемая методика устанавливает северо-восточную ориентацию главной оси эллипса анизотропии и двойное превышение максимальной проницаемости над минимальной.

2. Резко выраженная неоднородность фильтрационно-емкостных свойств нефтепродуктивного пласта Kvl валанжинского яруса месторождения Кисимбай обуславливается условиями осадконакопления и вторичной доломитизацией пород на участках развития зон трещиноватости, оперяющих основные тектонические нарушения.

3. Анизотропная флюидодинамическая модель месторождения Кисимбай, по сравнению с изотропной, более точно отражает закономерности перетоков жидкости в пределах изученного горизонта и позволяет вести обоснованную адаптацию эксплуатационных скважин.

Практическая значимость работы. Результаты исследований использованы при подсчете запасов и планировании уплотняющего бурения месторождения Кисимбай. Разработанные автором методики проходят апробацию при исследовании коллекторов нефтяных месторождений Западного Казахстана.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на научно-практической конференции «Состояние разработки и перспективы развития нефтегазового месторождения Узень и прилегающих территорий», Республика Казахстан, Алматы, 2005 г.; Международном научном конгрессе «ГЕО-Сибирь-2006», Россия, Новосибирск, 2006 г.; Ежегодном семинаре по экспериментальной минералогии, петрологии и геохимии «ЕСЭМПГ-2006», Россия, Москва, 2006 г.; X Международном научном Симпозиуме им.академика М.А.Усова «Проблемы геологии и освоения недр», Россия, Томск, 2006 г.

Публикации . По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, из них: 1 монография, 1 статья в журнале из Перечня ВАК, 5 статей в журналах и тематических сборниках, 1 работа - в сборнике тезисов докладов.

Объем и структура работы. Диссертация содержит 177 страниц текста, в том числе 76 рисунков, 7 таблиц. Она состоит из введения, четырех глав, заключения. Библиография включает 122 наименования.

Заключение диссертации по теме «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», Исказиев, Курмангазы Орынгазиевич

Выводы

• Разбуривание месторождения осуществлено не полностью. Система разбуривания не соответствует проектной.

• Отмечается низкий темп отбора запасов по месторождению, что связано с отставанием объемов бурения, а также более позднего введения системы ППД, в результате чего резко снизилось пластовое давление. Также, вертикальная неоднородность пласта существенно влияет на показатели разработки. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0.144, что составляет 36% от начальных извлекаемых запасов нефти при среднем значении обводненности продукции скважин 46 %.

• Среднее значение коэффициента вытеснения принято 0.761 [114]. Текущее значение коэффициента заводнения по месторождению составляет 0,42. Учитывая текущее значение нефтеотдачи 0,144, значение текущего коэффициента охвата по площади составит 0,44. При существующей системе разработки и при условии текущих отборов конечный КИН составит 28 % при обводненности продукции 93%. На основании вышесказанного делается вывод, что система нефтесбора и поддержания пластового давления нуждается в существенной корректировке.

• Система поддержания пластового давления введена с существенным запозданием и по-прежнему полностью не сформирована. Компенсация закачкой является низкой и не компенсирует отборы по жидкости из пласта. Однако, это не привело к дальнейшему снижению пластового давления из-за наличия активных краевых вод на западе месторождения. Напротив, согласно техрежимам, происходит повышение пластового давления относительно 1997-1999 годов и на 1.12.2004 оно равно 17.9 МПа.

• В целом, разработка месторождения характеризуется низкими значениями текущего коэффициента нефтеизвлечения и темпа отбора нефти от НИЗ (2.4%), что связано с сильным падением пластового давления на начальном этапе разработки и отставанием эксплуатационного бурения от проектного.

4.2. Анализ эффективности процесса разработки с учетом горизонтальной анизотропии проницаемости

Для оценки влияния фильтрационной анизотропии на процесс эксплуатации месторождения необходимо было построить уточненную гидродинамическую модель, которая должна была учесть фактические данные по характеристикам пространственной неоднородности горизонтальной проницаемости.

При построении гидродинамической сетки месторождения Кисимбай с его сложным геологическим строением был выбран метод угловой точки, который позволяет:

- оптимально учесть геологические особенности объекта (неоднородность, слоистость, выклинивания, замещения и т.д.);

- учесть параметры фильтрационной анизотропии пласта;

- не допустить резкого изменения размеров сетки внутри коллектора.

В связи с небольшими размерами месторождения принято решение об использовании сетки Corner Point с размером ячеек, равными 40м х 40м (по направлению осей X и Y).

Строилась единая гидродинамическая сетка на два пласта. При этом число слоев сетки было постоянным (то есть не изменялось по латерали), однако их геометрия определялась структурной моделью и параметрами анизотропии. Общее число слоев сетки составило 11. Три слоя описывают верхний пласт, один слабопроницаемую зону и семь слоев -нижний пласт. Общее число ячеек гидродинамической сетки составило около 58 тысяч. Гидродинамическая сетка с такими размерами ячеек позволяет в процессе решения фильтрационной задачи определить насыщенности и давления фаз с достаточной точностью. Выбранный размер сетки обеспечивает возможность при расчете прогнозных вариантов разработки использовать различные системы расстановки скважин.

При выполнении адаптации показателей разработки месторождения проводилась настройка модели на историю разработки. Можно выделить несколько «этапов» адаптации:

1. Первым этапом адаптации была модификация кривых относительных фазовых проницаемостей. По многим скважинам динамика обводненности не соответствует действительности. В результате чего было принято решение о модификации ОПФ. Подробное описание дано в пункте «2.2. Данные относительных фазовых проницаемостей».

2. Подбор объема законтурной области. Анализ первых результатов расчета выявил неравномерную активность законтурных вод. Это было заметно по энергетическому состоянию пласта в период адаптации Опорными данными являлись замеры пластового и забойных давлений. В модель заложено наиболее активное влияние законтурных вод в западной части месторождения, а в южной и восточной незначительное. Северная часть месторождения изолирована разломом. Её реализация на модели дала хороший результат.

3. В процессе адаптации, в районе 57, 30, 32, 28 скважин, в геологической модели была выявлена область с ухудшенными геологическими свойствами и незначительной нефтенасыщенностью. Это не согласовывалось с имеющейся промысловой информацией по вышеназванным скважинам. Для устранения вышеозначенных противоречий в данной области были модифицированы свойства геологической модели

4. Скважины 14 и 46 находятся в районе, прилегающем к разлому. Для воспроизведения дебитов по этим скважин в прилегающей области улучшена проницаемость в направлении X.

5. При адаптации забойных давлений по некоторым скважинам применялось изменение скин-факторов. В результате средний скин-фактор по всем скважинам, на адаптируемый период, равен 1.

С учетом модели предложена уплотняющая сеть скважин, показанная на Рисунке 64 красным цветом. Дополнительные и действующие скважины объединены в 5-точечные схемы, ориентированные вкрест выявленного направления анизотропии для более надежного отбора продукта - Рисунок 64.

Рассматриваемый вариант разработки обладает рядом преимуществ в сравнении с вариантом изотропной модели, ранее представленным для месторождения [122].

Рисунок 64 - Карта линейных подвижных остаточных запасов нефти и схема расположения дополнительных скважин (точки дополнительных добывающих скважин показаны красным цветом, дополнительных нагнетательных - синим цветом)

По результатам расчетов по изотропной модели наилучшими показателями разработки являются: Максимальная годовая добыча нефти наблюдается в 2005 году в количестве 73,9 тыс.т., что составит 3,9 % от начальных извлекаемых запасов.

Накопленная добыча нефти в 2010 году проектного периода составит 1205,1 тыс.т, в 2015 году = 1439,7 тыс.т.

Проектный уровень годовых отборов жидкости = 180,9 тыс.т.

К 2028 году разработки месторождения: накопленная добыча нефти = 1850,2 тыс.т; выработка запасов = 98,6 %; текущий КИН = 0,394 д.е.; обводненность продукции = 87 %; средний дебит по жидкости = 34,5 т/сут.

Следует отметить, что проектные показатели не были достигнуты вследствие неэффективной разработки объекта, связанной с отставанием темпов бурения и закачки воды.

По анизотропной модели показатели разработки существенно лучше:

Максимальная годовая добыча нефти наблюдается в 2008 году в количестве 91,4 тыс.т., что составит 4,9 % от начальных извлекаемых запасов.

Накопленная добыча нефти в 2010 году проектного периода составит 1335,2 тыс.т, в 2015 году = 1629,0 тыс.т.

Проектный уровень годовых отборов жидкости = 254,5 тыс.т.

К 2023 году разработки месторождения: накопленная добыча нефти = 1948,6 тыс.т; выработка запасов = 99,3 %; текущий КИН = 0,415 д.е.; обводненность продукции = 87 %; средний дебит по жидкости = 34,3 т/сут.

На основании проведенного анизотропного гидродинамического моделирования был проведен анализ системы заводнения. С целью анализа эффективности системы заводнения и окончательного выбора скважин для оптимизации как нагнетательных, так и добывающих скважин с учетом характеристик анизотропии продуктивного пласта был использован подход, основанный на моделировании методом трубок тока. В результате моделирования были получены распределения потоков от нагнетательных скважин к добывающим, показанные на Рисунках 65 и 66 (толщина линий на рисунке 66 обозначает долю закачиваемого агента на данную добывающую скважину). На Рисунке явно видны зоны, не вовлеченные в разработку, в которых в дальнейшем рекомендовано бурение дополнительных скважин. Так же видно, что скважины 30 и 28 не имеют поддержки от нагнетательных скважин (Рисунок 66). С целью поддержки этих скважин рекомендуется либо перевод высокообводненной скважины 32 под закачку, либо бурение дополнительной нагнетательной скважины.

Рисунок 65 - Распределение потоков от нагнетательных скважин, линии тока, исходящие из одной скважины, обозначены одним цветом

По результатам моделирования методом трубок тока были определены поровые объемы и средние нефтенасыщенности зон дренирования добывающих скважин, а так же вклад каждой нагнетательной скважины на связанные с ней добывающие. Далее был проведен анализ эффективности работы нагнетательных и добывающих скважин.

Рисунок 66 - Схема распределения потоков между нагнетательными и добывающими скважинами

Кросс-плот, полученный нанесением нагнетаемого объема в зависимости от добытой нефти для каждой скважины дает представление об эффективности работы нагнетательных скважин. Из графиков (Рисунок 67) видно, что большинство скважин попадает в сектор между 50% и 75% эффективности и только 2 скважины (20 и 12) имеют эффективность ниже средней по всему месторождению. Таким образом, с целью увеличения добычи нефти предлагается увеличить закачку только в эффективных скважинах.

Рисунок 67 — Эффективность работы нагнетательных скважин

Для анализа эффективности добывающих скважин было построены зависимости дебита нефти от средней нефтенасыщенности и запасов зоны дренирования скважин - Рисунки 68 - 69. Скважины, которые попадают в сектор 5, работают неэффективно при наличии достаточно большого потенциала, а значит, могут быть рекомендованы для проведения геолого-технических мероприятий (скважины 80, 34, 16а). Скважины, попадающие в зону 2 неэффективны и не подвижных достаточного количества запасов в зоне дренирования. Скважины, попадающие в зону 3, работают достаточно эффективно, но при определенных условиях могут быть оптимизированы (скважина 37). В соответствии с рекомендациями по анализу технологических режимов предлагается провести ГТМ на скважинах 34, 37, 80.

40 Е

0 •

Эффективность работы добывающих скважин / / /' ✓ у

Г зо / 37

У а /п "80

Ум ю /' 0 0 '<Ч9 S

16а / ' 30 28 и 81.* /я / 81

1000 10000 100000 1000000 Запасы зоны дренирования одной добывающей скважины

Рисунок 68 - Эффективность добывающих скважин по запасам нефти в зоне дренирования

Эффективность работы добывающих скважин

Рисунок

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6

Средняя нефтенасыщенностъ зоны дренирования скважины

69 - Эффективность добывающих скважин по нсфтенасыщенности

Увеличение добычи жидкости из пласта потребует компенсации отбора и увеличение закачки системы ППД. Общее увеличение отбора на месторождении после проведения рекомендуемых геолого-технических мероприятий составит 526.5 м /сут. При этом максимальный прирост 370 м3/сут жидкости произойдет в центральной части месторождения, прирост в северно-восточной части составит 160 м3/сут жидкости. Для компенсации отбора потребуется суммарное увеличение закачки в скважины №№ 12, 15, 17, 60 на 370 м3/сут. В северной части месторождения в зоне ожидаемого прироста нагнетательные скважины отсутствуют. Поэтому после увеличения отборов в результате недокомпенсации произойдет падение дебитов. По уточненной гидродинамической модели влияние законтурной области в восточной части незначительно. Чтобы избежать паления пластового давления следует ввести дополнительную нагнетательную скважину восточнее скважин №№ 28,32 на 300-450 метров с закачкой более 160 м /сут. Увеличение закачки следует начинать непосредственно перед заменой ШГН на ЭЦН на добывающих скважинах и поддерживать в соответствии с дебитами отбора.

4.3. Оптимизация режимов работы эксплуатационных скважин на основе анизотропной модели

На примере эксплуатационной скважины 16а месторождения осуществлена оптимизация режима работы с учетом созданной анизотропной модели месторождения. Входными данными для оптимизации служили материалы интерпретации гидродинамических исследований, на основе которых был определен потенциальный дебит скважины, осуществлен подбор скважинного оборудования, сделан прогноз работы оборудования в условиях изменения текущих параметров добычи. Для расчетов использован программный пакет фирмы Шлюмберже - WellFlo.

Скважина № 16А

Для того чтобы при увеличении темпа отбора продукции не происходило разгазирования нефти в пласте, потенциальный дебит скважины был определен для забойного давления равного давлению насыщения нефти газом, которое для месторождения Кисымбай составляет 108.83 кг/см2.

С учетом определенных в результате ГДИС пластового давления и коэффициента продуктивности (соответственно 151.18 кг/см2 и 1.789

1 О м/сут)/(кг/см)) потенциальный дебит скважины 16А при забойном давлении 10.68 МПа был оценен на уровне 75.6 м3/сут. С учетом определенного потенциального дебита был осуществлен подбор электропогружного центробежного насоса (ЭЦН). При подборе ЭЦН на заданный дебит был осуществлен расчет требуемого динамического напора. В данном расчете для обеспечения стабильной работы оборудования глубина спуска насоса была принята равной глубине верхнего уровня интервала перфорации (1577.0 м). Общий динамический напор был вычислен как сумма трех составляющих: динамический уровень, потери на трение в НКТ и устьевое давление.

Динамический уровень. При заданных значениях обводненности продукции 0.8, плотности нефти 0.8 г/сми плотности воды 1.115 г/см, а также исходя из забойного давления 10.68 МПа (108.83 кг/см ), была определена высота столба жидкости в стволе скважины 1015.3 м над интервалом перфорации. Исходя из этого, был определен динамический уровень 561.7 м.

Устьевое давление. Устьевое давление составляет 0.5 МПа. В пересчете на требуемый напор устьевое давление составляет 47.5 м для добываемой пластовой жидкости.

Потери на трение в НКТ. Потери на трение в НКТ были определены исходя из расчетного дебита, внутреннего диаметра НКТ (для 3.5" НКТ принято значение 74.9 мм) и длины НКТ по формуле Гейзена-Вильямса:

OnsL

42.71555-[атм], где Q - потенциальный дебит жидкости, мЗ/сут;

L - длина НКТ, м;

D - внутренний диаметр НКТ, мм.

Рассчитанные таким образом потери на трения были переведены в эквивалентную высоту столба с учетом плотности жидкости и составляют 1.6 м.

Требуемый динамический напор по жидкости был определен как 561.7+47.5+1.6 = 611 м, что составляет 652.9 м в расчете на воду плотностью 1000 кг/см3.

Выбор насосного оборудования. На основе расчетных дебита и требуемого динамического напора, а также диаметра эксплуатационной колонны (146 мм) был выбран следующий тип ЭЦН производства ОАО "Ал нас":

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Комплекс исследований, выполненных в плане оценки количественных характеристик - величины и направления - горизонтальной анизотропии коллекторов нефти и газа по комплексу данных геофизических исследований скважин и гидродинамического моделирования на примере месторождения Кисимбай, позволяет следующие основные выводы:

1. В коллекторах с межзерновым типом порового пространства ориентировка наилучшей проницаемости в образцах хорошо согласуется с направлениями предпочтительной ориентации удлинений частиц, оптических осей кварца и главной оси эллипса анизотропии магнитных и электрических свойств. Главная ось эллипса анизотропии упругих свойств направлена ортогонально. Очевидным является определяющее влияние фациальных условий осадконакопления на структуру осадка, распределение пор и соответствующую литолого-петрофизическую анизотропную характеристику. Взаимоотношения указанных анизотропных параметров обусловлены пространственным распределением пор различного диаметра и преобладанием связанных пор наибольшего радиуса в направлении, обусловленном процессом осадконакопления.

2. В коллекторах трещинно-кавернозного типа ориентировка наилучшей проницаемости в образцах хорошо согласуется с направлениями предпочтительной ориентации систем открытых трещин, главной оси эллипса анизотропии электрических свойств. Главная ось эллипса анизотропии упругих свойств направлена ортогонально.

3. Хорошая сопоставимость определений направления фильтрационной анизотропии коллекторов с соответствующими анизотропными направлениями электрических, магнитных и упругих свойств позволяет использовать для прогноза пространственной неоднородности непосредственно материалы геофизических исследований скважин, в частности, методами акустического и электрического каротажа. Для реализации соответствующих анизотропных оценок необходимо выполнить обычную последовательность трансформации каротажных материалов с определением глинистости, общей и эффективной пористости, водонасыщенности и проницаемости пород сначала индивидуально по скважинам, а затем построение карт проницаемости по отдельным интервалам исследуемого коллектора по группам скважин. На примере месторождения Кисимбай очевидно, что получаемая в этом варианте картина отражает анизотропию фильтрационных свойств по направлению и величине. Для количественной оценки целесообразной является предварительная статистическая обработка карт с определением направленности изолиний проницаемости по отношению к географической системе координат. В этом случае стереограмма направленности изолиний проницаемости становится подобной картине при анализе стереопроекций удлинений частиц или поровых пространств.

4. Исследование анизотропной петрофизической и гидродинамической моделей месторождения с анализом их чувствительности к переменным параметрам анизотропии проницаемости по величине кНтаХ/кнтт показывает, что на основании различных вариантов эллиптической аппроксимации исходных материалов по фильтрационным свойствам могут быть определены основные параметры анизотропной модели, пригодные для анализа.

5. Проведенное для оценки объективности построенной анизотропной модели сравнение результатов моделирования и исторических показателей обводненности продукции по ряду скважин показало, что анизотропная модель с заданной величиной и направлением анизотропии дает более близкие к истории результаты по сравнению и изотропной моделью. Характер заводнения скважин на месторождении имеет больше эллиптическую форму, так как прорыв воды происходит несколько раньше, чем предсказано изотропной моделью. И это ближе к фактическим показателям обводненности.

6. Обобщая результаты исследования предлагается следующая методика определения анизотропии горизонтальной проницаемости. На начальной стадии разработки месторождения, когда отсутствует история обводненности продукции, необходимо использовать каротажные данные и ориентированный керн. Ориентация анизотропии определяется на основе картирования проницаемости, величина анизотропии определяется на основе измерений проницаемости керна. На завершающей стадии разработки месторождения, когда прорыв воды к добывающим скважинам произошел, необходимо использовать те же каротажные данные и данные по обводненности продукции. Каротажные данные используются для определения ориентации анизотропии. Затем путем сравнения расчетных и исторических величин обводненности продукции по скважинам определяется величина анизотропии.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Исказиев, Курмангазы Орынгазиевич, 2006 год

1. Абрикосов И.Х., Гутман И.С. Общая, региональная и нефтепромысловая геология. М.: Недра, 1974. - 357 с.

2. Алехина Л.П., Гурова Т.Н., Сорокина Е.Т. и др. Динамические режимы осадконакопления. М.: Недра, 1971. -С.7-14.

3. Анализ влияния различных факторов на размещение и формирование месторождений нефти и газа./Под ред. В.С.Лазаренко, В.Д.Наливкина. -Л: Недра, 1971.- 180 с.

4. Аширов К.Б., Сазонова И.В. О механизме запечатывания нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам // Микробиология.- 1962. -Т.31. -Вып.4. -С.680-683.

5. Батурин В.П. Петрографический анализ геологического прошлого по терригенным компонентам. М.:Гостоптехиздат, 1947. - 338 с.

6. Беликов Б.П., Александров К.С., Рыжова Т.В. Упругие свойства породообразующих минералов и горных пород. М.: Наука, 1969. - 276 с.

7. Березкин В.М., Киричек М.А., Кунарев А.А. Применение геофизических методов разведки для прямых поисков месторождений нефти и газа. М.:Недра, 1978. - 223 с.

8. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина В.Е. Литология нефтегазоносных толщ. М.: Недра, 1991. - 286 с.

9. Бурштар М.С., Львов М.С. География и геология нефти и газа СССР и зарубежных стран. М.: Недра, 1979. - 364 с.

10. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках. М.: Мир, 1977.- 245 с.

11. Высоцкий И.В., Оленин В.Б., Высоцкий В.И. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. М.: Недра, 1981. - 479 с.

12. Геология и геохимия нефти и газа / А.А.Бакиров и др. М.: Недра, 1982.-286 с.

13. Головенок В.К. Опыт изучения ориентировки песчаных зерен в меловых отложениях Восточной Ферганы // Вестник ЛГУ, Сер. биол., геогр., геол. 1955. - № 4. - С. 135-143.

14. Градзиньский Р., Костецкая А., Радомский А. и др. Седиментология. -М.: Недра, 1980. -646 с.

15. Грязнова Т.Е. Ориентированные структуры песчаников продуктивной толщи Апшеронского полуострова // Геол. сборник. М.: Гостоптехиздат, 1953. -С.224-240

16. Делицин И.С. Структурообразование кварцевых пород. М.: Наука, 1985.-192 с.

17. Диагенез и катагенез осадочных образований / Под ред. Г.Ларсена и Дж. Чилингара.-М.: Мир, 1971.-464 с.

18. Жабреев И.П., Стуканогов Ю.А. Зависимость нефтеотдачи от направления вытеснения нефти водой из анизотропных по проницаемости пластах // Геология нефти и газа. 1992. - № 8. - С. 34-36.

19. Зосимов Ф.Н. Типизация карбонатных прослоев // Труды ин-та /Зап. -Сиб. науч. исслед. геологоразвед. нефтян. ин-т. - Тюмень, 1985. -Вып. 201.-С. 43-48.

20. Иванов Д.Н. Об ориентировке оптических осей кварцевых зерен в песчаниках красноцветной толщи полуострова Челекен // Докл. АН СССР. 1959. - Т.128, № 3. - С.604-606.

21. Исказиев К.О. Особенности геологического строения и анизотропная фильтрационная характеристика продуктивных пластов месторождения Кисимбай // Нефтяное хозяйство. 2006. - №4. -С.130-131.

22. Исказиев К.О., Кибиткин П.П., Меркулов В.П. Определение анизотропии проницаемости нефтяного пласта на разных стадиях разработки месторождения // Материалы Международного научного конгресса «Гео-Сибирь». 2-4 апреля 2006г. Т.5. - С. 174-179.

23. Исказиев К.О. Методика определения характеристик фильтрационной анизотропии нефтяных коллекторов // Тр. Ежегодн. Семинара по экспер.минералогии, петрологии и геохимии «ЕСЭМПГ» 18-19 апреля 2006 г., Москва. М.: Изд-во ОНТИ ГЕОХИ РАН, 2006. -С.36.

24. Исказиев К.О., Кибиткин П.П., Меркулов В.П. К вопросу о методике определения фильтрационной анизотропии коллекторов // Интервал. -2006.-С.4-6.

25. Казаков А.Н. Динамический анализ микроструктурных ориентировок минералов. JL: Наука, 1987. - 272 с.

26. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1987. 375 с.

27. Ковалев B.C., Житомирский В.М. Исследование влияния анизотропии пласта на показатели заводнения при различных системах разработки // Труды ин-та /Зап. Сиб. науч. - исслед. геологоразвед. нефтян. ин-т. -Тюмень, 1980. - Вып. 48. - С. 83-88.

28. Копелиович А.В. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы. М.: Наука, 1965. - 312 с.

29. Коссовская А.Г., Логвиненко Н.В., Шутов В.Д. О стадиях формирования и изменения терригенных пород // Доклады АН СССР. -1957. Т. 116, № 2. - С. 293-296.

30. Коссовская А.Г., Шутов В.Д. Проблема эпигенеза // Эпигенез и его минеральные индикаторы. М.: Наука, 1971. - С. 9-34.

31. Краснощекова JT.A. Наложенный эпигенез коллекторов Игольско-Талового месторождения // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири: Сборник трудов. Томск: Изд-во ТГУ, 1998. - С. 82-84.

32. Краснощекова Л.А. Литологические особенности и коллекторские свойства отложений верхней юры Крапивинской площади // Проблемы геологии и географии Сибири. Материалы науч.конф. Томск: Изд-во ТГУ, 2003.-С.289-293.

33. Краснощекова Л.А., Мартынова Т.Е. Микроструктурный анализ как метод изучения осадочных нефтеносных отложений // Проблемы геологии и разведки месторождений полезных ископаемых. Материалы Всероссийской науч.конф. Томск: Изд-во ТПУ, 2005. - С.272-275.

34. Критерии поисков залежей нефти и газа неантиклинального типа западной части Томской области / В.Б. Белозеров, В.И. Биджаков, Е.Е. Даненберг и др. // Перспективы нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири. Новосибирск, 1980.-С. 101-110.

35. Кулямин Л.Н. Об ориентировке песчинок в отложениях различного генезиса (на примере оболовых песков Прибалтики) // Докл. АН СССР. 1970. -Т. 192, №1. - С.169-171.

36. Кучерук Е.В. Эпигенетически экранированные залежи нефти и методы их поиска // Методические поиски стратиграфических и литологических залежей нефти и газа. Материалы Всесоюзной науч.конф. Баку, 1983. -С.25-27.

37. Лабораторные методы исследования минералов, руд и пород / Ю.С.Бородаев, Н.И.Еремин, Ф.П.Мельников и др. М.: Изд-во МГУ, 1979.-272 с.

38. Латеральная изменчивость состава и физических свойств осадочной толщи в пределах локальных структур и ее отражение в зональности физических полей. Тр. ВНИГНИ. - 1974. - Вып. 160.- 420 с.

39. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических изменений. М.: Недра, 1992.-126 с.

40. Лидер М.Р. Седиментология. -М.: Мир, 1986. 188 с.

41. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы / Т.И. Гурова, Л.С. Чернова, М.М. Потлова и др. -М.: Недра, 1988.-254 с.

42. Логвиненко Н.В. Постдиагенетические изменения осадочных пород. -Л.: Наука, 1968.-94 с.

43. Логвиненко Н.В., Орлова Л.В. Образование и изменение осадочных пород на континенте и в океане. Л.: Недра, 1987. - 235 с.

44. Марковский Н.И. Палеогеографические основы поисков нефти и газа. -М.: Недра, 1973.-304 с.

45. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. Минск: Наука, 1989. - 312 с.

46. Меркулов В.П., Краснощекова Л.А. Исследование пространственной литолого-петрофизической неоднородности продуктивных коллекторов месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. 2002. -Т.305, Вып. 6.-С. 296-304.

47. Методика прогнозирования и поисков литологических, стратиграфических и комбинированных ловушек нефти и газа / А.А. Гусейнов, Б.М. Гейман, Н.С. Шик, Г.В. Сурцуков. М.: Недра, 1988. -270 с.

48. Методы палеогеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа) / В.А. Гроссгейм, О.В. Бескровная, И.Л. Геращенко и др. -Л.: Недра, 1984.-271 с.

49. Минский Н.А. Закономерности формирования поясов оптимальных коллекторов. М.: Недра, 1979. - 288с.

50. Муравьев В.И. Карбонаты терригенных пород индикаторы стадий постседиментационного преобразования // Эпигенез и его минеральные индикаторы.-М.: Наука, 1971.-В. 221,-С. 154-155.

51. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа. М.: Недра, 1984. - 260 с.

52. Недоливко Н.М., Жуковская Е.А., Баженов В.А. Карбонаты в юрских отложениях юго-восточной части Нюрольской впадины (Томская область) // Геология и геофизика. 2001. - № 3. - С. 491-501.

53. Нефтегазоносные провинции СССР. / Г.Х.Дикенштейн и др. М.: Недра, 1977.-328 с.

54. Никашкин A.M. Взаимоотношение вещественного состава и макронеоднородности с промысловыми свойствами нефтяного пласта // Труды ин-та /Зап.-Сиб. науч. исслед. геологоразвед. нефтян. ин-т. -Тюмень, 1985.-Вып. 201.-С. 88-95.

55. Новые разработки в области детальных геофизических исследований на нефть и газ. М.:Недра, 1985. - 184 с.

56. Обстановки осадконакопления и фации / Под ред. Х.Рединга. М.: Мир, 1990.- Т. 1.-352 с.

57. Обстановки осадконакопления и фации / Под ред. Х.Рединга. М.: Мир, 1990.-Т. 2.-384 с.

58. Окнова Н.С. Распространение акцессорных терригенных минералов в породах осадочного чехла Русской платформы // Доклады АН СССР. -1972. Т. 202, № 2. - С. 434-436.

59. Орлова JI.B. Новый метод количественной оценки степени изменения структуры обломочных пород // Реферативная информация о законченных НИР в вузах УССР. Киев, 1974. - Вып. 8. - С. 6.

60. Палеомагнитология. / Под ред. А.Н.Храмова. -М.:Недра, 1982. 282 с.

61. Перельман А.И. Геохимия эпигенетических процессов. М.: Недра, 1965.-210 с.

62. Перозио Г.Н., Зимин Б.Г., Мандрикова Н.Т. Карбонатные цементы и подземные воды // Литология и коллекторские свойства палеозойских и мезозойских отложений Сибири. Новосибирск, 1976.-С. 116-125.

63. Перозио Г.Н., Мандрикова Н.Т. Изоморфизм в карбонатах и его значение для решения некоторых генетических вопросов // Физические методы исследования минералов осадочных пород. М.: Наука, 1966. -С. 279-291.

64. Перозио Г.Н., Мандрикова Н.Т., Малюшко Л.Ф. Метастабильные эпигенетические карбонаты в терригенных породах // Вопросы литологии Сибири. Новосибирск, 1973. - С. 22-23.

65. Прозорович Г.Э., Валюженич З.Л. Регенерация кварца и пелитизация полевых шпатов в нефтеносных и водоносных песчаниках Усть-Балыкского месторождения нефти (Западная Сибирь) // Доклады АН СССР. 1966. - Т. 168, № 4. - С. 893-895.

66. Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопления. -М.: недра, 1981.-438 с.

67. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966.-217 с.

68. Родыгин А.И. Структурные диаграммы. Томск: Изд-во Том.ун-та, 1980.-76 с.

69. Рожков Г.Ф. Геологическая интерпретация гранулометрических параметров по данным дробного ситового анализа // Гранулометрический анализ в геологии. М.: Недра, 1978. - С. 5-25.

70. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных месторождений. Л.: Недра, 1989.-260 с.

71. Сахибгареев Р.С. Изменение коллекторов на водонефтяных контактах // Доклады АН СССР. 1983. - Т. 271, № 6. - С. 1456-1460.

72. Сахибгареев Р.С., Виноградов А.Д. Древние водонефтяные контакты как показатели истории формирования и разрушения залежей // Доклады АН СССР. 1981. - Т. 257, № 2. - С. 445-448.

73. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. -М.: Недра, 1989. -293 с.

74. Сердюк З.Я., Эренбург Б.Г. О составе вторичных карбонатов, развитых в трещинах и порах пород фундамента и осадочного чехла Обь-Иртышского междуречья // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири. Новосибирск, 1972. - С. 87-91.

75. Сопронюк Н.Б. Влияние анизотропии коллектора на эффективность заводнения пласта С2 Бобровского месторождения // Труды ин-та /Гос. Ин-т по проектированию и иссл. работам в нефтяной пром-сти «Гипровостокнефть». Куйбышев, 1981. - Вып. 201. - С. 50-55.

76. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. М.: Изд-во АН СССР, 1960.-Т. 2.-274 с.

77. Страхов Н.М., Логвиненко Н.В. О стадиях осадочного преобразования, их наименование // Доклады АН СССР. 1959. - Т. 125. - № 2. - С. 31.

78. Теодорович Г.И. Аутигенные минералы осадочных пород. М.: Недра, 1958.-226 с.

79. Фролов В.Т. Генетическая типизация морских отложений. М.: Недра, 1984.-221 с.

80. Фролов В.Т. Литология. М.: Изд-во МГУ, 1993. - Кн. 2. - 432 с.

81. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.-368 с.

82. Хеллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М.: Мир, 1983. - 356 с.

83. Шванов В.Н. Петрография осадочных пород. Л.: Недра, 1969. - 248 с.

84. Шварцев С.Л. Взаимодействие воды с алюмосиликатными породами // Геология и геофизика. 1991.-№ 12.-С. 16-50.

85. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978. -215 с.

86. Япаскурт О.В. Исследование осадочных пород горных при составлении средне- и мелкомасштабных геологических карт нового поколения: методические рекомендации. М.: Изд-во МГУ, 1988. - 167 с.

87. Япаскурт О.В. Литогенез и полезные ископаемые миогеосинклиналей. М.: Недра, 1992. - 224 с.

88. Aminian K., Ameri S., Sardji M.S. Locke C.D. A Study Of Reservoir Parameters Affecting Gas Well Spacing in West Virginia // Eastern

89. Regional Meeting, Morgantown, West Virginia. November 6-8, 1985 SPE Paper 14517.

90. Beckner B.L. and Song X. Field Development Planning Using Simulated Annealing-Optimal Economic Well Scheduling and Placement // Annual Technical Conference. Dallas. October 22-25, 1995. SPE Paper 30650.

91. Chen H.-Y., Hidayati D.T., Teufel L.W. Estimation of Permeability Anisotropy and Stress Anisotropy From Interference Testing // 1998 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans. U.S.A., September 27-30,1998 SPE Paper 49235.

92. Chen H.Y., Hidayati D.T., and Teufel L.W. A Quick Method to Diagnose Flow Anisotropy Using Interference Data // SPE Rocky Mountain Regional/Low Permeability Reservoirs Symposium. Denver, CO. 12-15 March 2000. SPE Paper 60290.

93. Chen H.Y., Teufel L.W. Timing and Distance of Well Interference in Anisotropic Reservoirs // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, TX. 29 Sept. 2 Oct. 2002. - SPE Paper 77455.

94. Chen H.G. and Lescarboura J.A. Interference Analysis of an Anisotropic Reservoir Using Five-Spot Data // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Francisco, CA. 5-8 Oct. 1983. SPE Paper 11967

95. Chen H.Y., Hidayati D.T., Teufel L.W. Estimation of Permeability Anisotropy and Stress Anisotropy From Interference Testing // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans, LA. Sept. 2730,1998.- SPE Paper 49235.

96. Chen H.Y., Teufel L.W. Timing and Distance of Well Interference in Anisotropic Reservoirs // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, TX. 29 Sept.-2 Oct. 2002. SPE Paper 77455.

97. Earlougher R.C. Discussion of Interference Analysis for Anisotropic Formations // A Case History. Petrol. Tech. Dec. 1975. Trans. AIME, 259. -P. 1525.

98. Harstad H., Teufel L.W., Lorenz J.C. Potential for Infill Drilling in a Naturally Fractured Tight Gas Sandstone Reservoir // Rocky Mountain/Low Permeability Reservoir Symposium. Denver. April 5-8, 1998.-SPE Paper 39911.

99. Meehan D.N., Home R.N., Aziz K. Effects of Reservoir Heterogeneity and Fracture Azimuth on Optimization of Fracture Length and Well Spacing // International Meeting. Tianjin, China. November 1-4, 1998. -Paper SPE 17606.

100. Papadopulos I.S. Nonsteady Flow to a Well in an Infinite Anisotropic Aquifer // Proc. Dubrovnik Symposium on the Hydrology of Fractured Rocks International Association of Scientific Hydrology. Debrovnik, Yugoslavia, 1965.-P. 21-31.

101. Ramey H.J. Interference Analysis for Anisotropic Formations A Case History. Petrol. Tech., Oct. 1975. - Trans., AIME, 259.-P. 1290- 1298.

102. Whitehead N.H. Atlas of Major Rocky Mountain Gas Reservoirs // New Mexico Bureau of Mines and Mineral Resources Socorro, NM, 1993.- P. 221-224.

103. Van Winegan N. Method of Approach to Determine Optimum Spacing of Wells // The Petroleum Engineer. 1944. - P.67.

104. Voneiff G.W., Cipolla C. A New Approach to Large-Scale Infill Evaluations Applied to the OZONA(Canyon) Gas Sands // Permian Basin & Gas Recovery Conference. Midland, Texas. March 27-29, 1996. -SPE Paper 35203.

105. Технологическая схема разработки месторождения Кисимбай / Г.В. Березин и др. КазНИПИнефть, Шевченко, 1984. - 102 с.

106. Пересчет запасов нефти и газа валанжинского горизонта месторождения Кисимбай Атырауской области Республики Казахстан по состоянию на 01.09.2001г. / Н.Б. Айткалиева и др. Атырау. - 173 с.