Обоснование прогноза обводненности залежей нефти с использованием аналого-статистических методов: на примере разработки месторождений Пермского Прикамья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Илюшин, Павел Юрьевич

• Илюшин, Павел Юрьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Илюшин, Павел Юрьевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1 ФОРМИРОВАНИЕ ПРИНЦИПОВ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ПРОГНОЗА ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ ОТ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

1.1 Обоснование использования объектов завершающих стадий разработки. Формирование базы объектов завершающих стадий разработки

1.2 Формирование базы объектов обучения для различных систем разработки

1.3 Анализ динамики обводненности продукции от выработки запасов на начальных стадиях эксплуатации залежей

1.4 Анализ разработки объектов в процессе эксплуатации залежей. Построение сглаженных кривых

1.5 Статистические модели прогноза обводненности залежей от выработки запасов для объектов разработки с различной вязкостью пластовой нефти

2 УЧЕТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОГНОЗЕ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ ОТ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

2.1 Влияние производственных факторов на динамику обводненности продукции скважин

2.2 Возможности учета выбытия скважин при прогнозе динамики обводненности продукции

2.3 Учет интенсивности закачки при прогнозе динамики обводненности продукции

2.4 Возможности учета компенсации отбора жидкости закачкой при прогнозе динамики обводненности продукции

2.5 Возможности учета водоизоляционных работ при прогнозе динамики обводненности продукции

2.6 Обобщенные зависимости обводненности залежей нефти от степени выработки запасов по группам вязкости

3 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ДИНАМИКИ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ

3.1 Постановка задачи оценки динамики обводненности продукции

3.2 Учет текущей закачки рабочего агента при оценке прогнозной обводненности продукции

3.3 Учет динамики фонда скважин при оценке прогнозной обводненности продукции

3.4 Учет влияния мероприятий по ограничению водопритока при оценке прогнозной обводненности продукции

3.5 Расчет динамики обводненности залежей нефти месторождений Пермского Прикамья в различных геолого-технологических условиях

4 ОЦЕНКА СТЕПЕНИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ДИНАМИКИ ОБВОДНЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

Заключение

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

Список иллюстративного материала

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование прогноза обводненности залежей нефти с использованием аналого-статистических методов: на примере разработки месторождений Пермского Прикамья»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований. На стадии проектирования оптимальность подбора систем и технологий разработки нефтяных месторождений во многом определяется надежностью прогнозных оценок технологических показателей. Наиболее достоверным методом оценки коэффициента нефтеизвлечения и остаточных извлекаемых запасов нефти, рекомендованным к использованию РД 153-39-007-96, признается геолого-гидродинамическое моделирование, при котором с помощью существующих программных средств имитируются процессы, протекающие при разработке нефтяных залежей.

Несмотря на широкие возможности, применение технологий гидродинамического моделирования для недоразведанных месторождений не в полной мере учитывает неоднородность присущую геологическим объектам, приводя к погрешности оценки их запасов до 35%. Статистические оценки более устойчивы к погрешностям в информации, чем методы имитации разработки месторождений, и позволяют в условиях недоразведанных залежей контролировать результаты последних. Кроме этого, использование аналого-статистических методов в сравнение с методами, основанными на построении геолого-гидродинамических моделей, требует значительно меньших временных затрат.

За длительный период эксплуатации нефтяных месторождений Пермского Прикамья накоплен значительный опыт разработки залежей, имеющих различные геолого-физические свойства коллекторов и пластовой нефти, строение пластов и реализуемые системы разработки. Это создает основу для широкого применения различных аналого-статистических моделей, позволяющих оперативно оценивать изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогноза других технологических показателей разработки залежей. В условиях высокой неопределенности геологической информации, особенно на начальных стадиях, такие экспресс-оценки имеют ряд преимуществ перед использованием методов гидродинамического моделирования.

Целыо данной работы является повышение надежности прогнозных оценок обводненности нефтяных залежей при проектировании, анализе и регулировании их разработки.

Идея работы заключается в разработке аналого-статистического метода прогноза динамики обводненности нефтяных залежей при проектировании, анализе и регулировании их разработки.

Задачи исследования:

выполнить анализ существующих методов прогнозирования динамики обводненности залежей нефтяных месторождений;

обобщение физико-геологических характеристик и результатов разработки залежей нефти, находящихся на завершающих стадиях;

обосновать комплекс критериев, оказывающих наибольшее влияние на динамику обводненности залежей нефти;

установить зависимости обводненности нефтяных залежей от геолого-физических и технологических показателей;

получить и обосновать разработанную математическую модель для описания процесса обводнения нефтяных залежей для различных типов коллекторов;

разработать способ оперативной оценки остаточных извлекаемых запасов на основе прогнозирования динамики обводненности продукции скважин для недоразведанных залежей нефти.

Методика исследований включала в себя обработку промысловых данных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» - таких, как изменение обводненности залежей нефти по годам, разделение на различные группы объектов разработки с учетом типа коллектора и значений вязкости пластовой нефти, влияние технологических факторов, а также теоретические исследования по возможности прогнозирования обводненности продукции скважин на различных стадиях разработки.

Научная новизна работы

1. Установлены зависимости обводненности нефтяных залежей от вязкости пластовой нефти (0,5 — 100 мПа*с), числа добывающих скважин, текущей закачки

рабочего агента в пласт для различных типов коллекторов, с учетом применения внутрипластовой водоизоляции.

2. Разработан способ оценки извлекаемых запасов нефти с использованием аналого-статистических моделей обводненности.

Защищаемые научные положения

1 .Установленные зависимости обводненности нефтяных залежей от величин вязкости пластовой нефти (0,5 - 100 мПа*с), числа добывающих скважин, текущей закачки рабочего агента в пласт для различных типов коллекторов, с учетом применения внутрипластовой водоизоляции, позволит повысить надежность прогноза обводнения и тем самым повысить эффективность разработки этих залежей.

2.Разработанный способ оценки извлекаемых запасов нефти с использованием аналого-статистических моделей обводненности позволит уточнить геолого-гидродинамическую модель нефтяной залежи и тем самым повысить эффективность её разработки.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических исследований, высокой сходимостью прогнозных величин с фактическими данными и воспроизводимостью полученных данных с применением современных компьютерных технологий.

Практическая значимость работы

Разработан способ оперативной оценки остаточных извлекаемых запасов нефти на основе прогнозирования динамики обводненности нефтяных залежей с учетом влияния геологических и технологических факторов.

Материалы исследований могут быть использованы при чтении лекций и проведении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Результаты работы использованы при выполнении научно-исследовательских работ (Договор №1/4387 от 04.05.20Юг с ООО «ЛУКОЙЛ-

ПЕРМЬ», Федеральная целевая программа «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009-2013 гг.» (мероприятия 1.2.1, 1.3.2).

По результатам выполненных исследований разработан РД «Методика прогноза обводненности продукции добывающих скважин нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Апробация работы

Основные положения и результаты выполненной диссертационной работы докладывались на: Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, НМСУ «Горный» в 2012 г); научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (2008-2012 гг.); Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, ПНИПУ, в 2010-2012 гг.); Научно-техническом совете ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (2012 г.); I конференция молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОИЛ-Инжиниринг» (г.Москва, 2011 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 8 статей в изданиях, входящих в перечень Высшей аттестационной комиссии Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объём диссертационной работы.

Диссертационная работа изложена на 129 страницах машинописного текста, состоит из введения, 4 глав, списка литературы из 72 наименований. Включает 95 рисунков и 3 таблицы.

1 ФОРМИРОВАНИЕ ПРИНЦИПОВ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ПРОГНОЗА ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ ОТ ВЫРАБОТКИ

ЗАПАСОВ

1.1 Обоснование использования объектов завершающих стадий разработки.

Формирование базы объектов завершающих стадий разработки

Производство углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на первые роли по добыче не только газа, но и нефти. Вместе с тем одной из проблем стабилизации нефтедобычи является закономерное увеличение обводненности продукции нефтяных скважин, которая в среднем для России превысила 83%. С учетом этого проблема прогноза динамики обводненности в различных геолого-технологических условиях разработки весьма актуальна.

Одними из первых в мире в конце XIX- начале XX века особенности разработки и обводнения нефтяных и газовых месторождений рассмотрено в работах американских специалистов. В России еще в ранних работах академика И.М. Губкина [1, 2] отмечена необходимость своевременных мероприятий по борьбе с обводненностью. В частности в работе [2] сформулировано его высказывание, что «Этот враг - вода, которая угрожает залить наши буровые скважины и превратить их из нефтяных в водяные».

Анализ технической литературы за последние несколько лет позволяет утверждать, что проблеме борьбы с обводнением скважин всегда уделялось большое внимание. Данной проблемой занимались такие российские ученые как академик И.М. Губкин, МЛ. Сургучев [3,4], И.Д. Амелин [4], М.А. Азаматов [5], Муслимов Р.Х. [9] и др. Также значительный вклад в изучение обводненности продукции внесли и зарубежные авторы: Chan K.S. [6], Baderestani Н. [7] и многие другие.

Исходя из вышесказанного, предупреждение обводнения, эффективность разработки того или иного объекта разработки зависит от качества прогнозных оценок технологических показателей, одним из которых является обводненность залежей нефти.

Наиболее достоверным методом оценки является гидродинамическое моделирование, позволяющее оценить различные технологические показатели не только количественно, но и в динамике (в процессе разработки нефтяной залежи).

Несмотря на широкие возможности, методы имитации разработки залежей нефти и газа, основанные на построении геолош-гидродинамических моделей, требуют высоких финансовых и временных затрат.

С учетом этого, как минимум для контроля оценок ЦФМ, эффективно использование аналого-статистических методов, не столь чувствительных к высокой неопределенности исходных кондиций недоразведанных месторождений. Статистические оценки более устойчивы к погрешностям в информации, чем методы имитации разработки месторождений и могут в определенной степени контролировать результаты последних.

За длительный период эксплуатации нефтяных месторождений Пермского Прикамья накоплен большой опыт разработки залежей, имеющих различные геолого-физические свойства коллекторов и пластовой нефти, строение пластов и реализуемые системы разработки.

Это создает основу для широкого применения различных статистических моделей экспресс-оценки динамики изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогноза других технологических показателей разработки эксплуатационных объектов. В условиях высокой неопределенности геологической информации, особенно на начальных стадиях, такие экспресс-оценки имеют ряд преимуществ перед использованием методов гидродинамического моделирования, позволяют повысить эффективность разработки нефтяных месторождений

Исходной информацией для экспресс-оценок должны являться

геолого-технологические условия разработки залежей. Информация по эксплуатационным объектам поздних стадий для анализа является наиболее достоверной, поэтому именно они в данной работе являются основой для построения статистических моделей. Использование эксплуатационных объектов, находящихся на поздних стадиях разработки, позволяет судить о реальности достижения проектных коэффициентов извлечения нефти (КИН) и надежности

геолого-технологической информации, накопившейся за длительный период их разработки. Все это создает основу для применения статистических моделей экспресс-оценки динамики изменения остаточных запасов, обводненности продукции и прогнозе других технологических показателей разработки эксплуатационных объектов. Пример реализации статистического подхода при прогнозе технологических показателей разработки нефтяных залежей приведен в работе [12].

Оценка стадии разработки является одним из ключевых факторов при построении моделей оценки остаточных запасов. Понятие стадийности и критерии выделения стадий были сформулированы еще в середине 70-х годов 20 века. История эксплуатации каждого объекта нефтедобычи согласно общепринятым нормам подразделяется на четыре стадии: ввода в разработку основного фонда скважин; периода стабильной максимальной добычи; интенсивного снижения добычи; длительного завершающего периода при низких темпах разработки. Согласно работе [15] можно принять, что к поздней стадии разработки в залежи остается менее половины или около трети начальных извлекаемых запасов нефти. Однако большое разнообразие геологических условий и применяемых систем разработки не позволяет во всех случаях однозначно определять стадию разработки конкретного месторождения [11].

Достижения последних десятилетий в области технологии разработки нефтяных месторождений именно на поздних стадиях эксплуатации (появление эффективных методов увеличения нефтеотдачи второго поколения для высокообводненных залежей, новых технологий гидроразрыва пласта, горизонтального и разветвленного бурения и др.) обуславливает необходимость перехода к использованию более четко сформулированных количественных характеристик стадийности разработки. При этом одной из важных характеристик эффективности разработки месторождений является соответствие технологических показателей стадиям разработки.

В работе [16] в результате анализа разработки залежей нефти в различных геолого-технологических условиях Пермского края выделены количественные

критерии стадийности разработки эксплуатационных объектов. В общем виде результаты данного анализа можно представить следующим образом.

На второй стадии разработки обводненность составляет от 13 до 38% при стабильном периоде добычи (в среднем около 4 лет). Средний годовой темп отбора жидкости при этом составляет 6%, и к концу стадии отбирается около 45% извлекаемых запасов.

Третья стадия характеризуется либо интенсивным ростом обводненности добываемой жидкости (от 38 до 78%) и связанным с этим постепенным выключением скважин из эксплуатации, либо ростом газового фактора (при режимах растворенного газа или смешанном), а также переводом фонда скважин на механизированный способ добычи. Средний темп отбора жидкости изменяется от 9 до 11,5%, что полностью согласуется с принятой характеристикой стадии. Граница между третьей и четвертой стадиями характеризуется выполаживанием темпов отбора нефти в диапазоне 1-2% от начальных извлекаемых запасов нефти [16].

Реализованный количественный подход обоснования стадийности позволил дать статистическое обоснование выделения групп объектов, находящихся на разных стадиях выработки запасов. В результате анализа 460 эксплуатационных объектов Пермского региона, используя принципы и критерии, сформулированные в работе [16], выделены 97 залежей, находящиеся на третьей и четвертой стадиях. Из числа залежей, находящихся на завершающих стадиях разработки, 63 приурочены к терригенным отложениям визейского яруса, 34 к карбонатным отложениям (15 башкирского и 19 турне-фаменского возраста).

1.2 Формирование базы объектов обучения для различных систем

разработки

Очевидно, что динамика обводненности продукции скважин при разработке залежи на естественном режиме и с поддержанием пластового давления (ППД) должна подчиняться различным закономерностям. С учетом этого, эксплуатационные объекты разделены на две группы: с ППД и без ППД. В

результате подавляющее большинство эксплуатационных объектов территории Пермского края попало в первую группу. Как следствие одной из проблем оценки динамики обводненности для залежей, разрабатываемых на естественном режиме, является в целом низкий темп выработки запасов и как следствие небольшое количество эксплуатационных объектов с высокой их степенью выработки. При обработке промысловых данных, выделены всего лишь 5 объектов завершающих стадий разработки без ППД: залежь Т-Фм Сибирского месторождения, залежь Т Восточного купола Аптугайского месторождения, залежь Т Кудрявцевского месторождения, залежь Т Полазненского месторождения, залежь Тл-Бб Южно-Змеевского поднятия Змеевского месторождения. Зависимости ч>={(г}) для объектов завершающих стадий, разрабатываемых на естественном режиме, приведены на рисунке 1.1.

Анализ рисунка 1.1 показывает, что для рассмотренных объектов без ППД наблюдается незначительное увеличение обводненности на начальных стадиях разработки и резкое ее увеличение еще до достижении выработки в 40%. Это связано с тем, что за период эксплуатации залежи контур нефтеносности медленно подтягивается к добывающим скважинам, и при их достижении происходит прорыв воды, вследствие чего наблюдается значительный рост обводненности (рисунок 1.1). Вместе с тем, незначительное количество объектов разработки без ППД, находящихся именно на завершающих стадиях разработки, не позволяет здесь сделать достоверные количественные выводы по динамике зависимости

-Сибирское, Т-Фм ..............Аптугайское, Восточный, Т

-------Кудрявцевское, Т -----Полазненское, Т

— ■ — Змеевское, Южно-Змеевское, Тл-Бб

Рисунок 1.1- Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

объектов разработки без системы ГТГТД

Для объектов с реализацией системы ППД, напротив, накоплен значительный опыт разработки, в том числе и для залежей с высокой выработкой запасов. Опытом разработки эксплуатационных объектов Пермского региона, а также исследованиями проведенными авторами в работах [10-14], статистически обоснована целесообразность раздельного рассмотрения при анализе разработки объектов Пермского региона следующих типов Сгь (карбонатные объекты Бш, Срп, Ок), Civ (визейские терригенные объекты Тл, Бб, Мл), Т-Фм (карбонатные турне-фаменские объекты). Аналогичный статистический подход в части типизации эксплуатационных объектов принят и в данной работе.

В работах [25, 30] показано, что динамика текущей обводненности продукции w от выработки запасов rj во многом определяется вязкостью нефти ju.

В зависимости от величин // в работе [25] выделены 4 группы нефти: с вязкостью до 2 мПа-с, от 2 до 5 мПа-с, от 5 до 20 мПа-с и более 20 мГ1а-с.

С учетом этого, на рисунках 1.2-1.5 (для терригенных залежей) и рисунках 1.6-1.11 (для карбонатных залежей) раздельно для различных типов объектов разработки приведены статистические зависимости вида Зависимости

построены с учетом диапазонов вязкостей пластовой нефти (р до 2 мПа-с; от 2 до 5 мПа-с; от 5 до 20 мПа-с; более 20 мПа-с). На рисунках 1.2-1.5 представлены зависимости для визейских залежей, на рисунках 1.6-1.8 для турне-фаменских карбонатных залежей, на рисунках 1.9-1.11 для башкирских карбонатных залежей. Даже первичный анализ кривых (у) показывает широкий размах в диапазоне их возможных значений. С учетом этого проведено поинтервальное осреднение зависимостей ^=1(77), при котором величина обводненности продукции рассчитывалась в интервалах выработки г], как среднее арифметическое. Учитывая, что при полной выработке извлекаемых запасов обводненность продукции согласно РД [1]должна быть 98%, все осредненные зависимости \\^={~(г])в конце разработки (при >/=100%)также выводились на эти показатели. В результате для каждого диапазона вязкости /л и типу коллектора получены осредненные зависимости ^=^(>7) (жирные кривые на рисунках 1.2-1.11).

Осредненные зависимости \р=£(г/) достаточно четко делятся по диапазонам вязкости на классы вогнутых и выгнутых по отношению к оси обводненности (рисунки 1.2-1.11). К выгнутым преимущественно относятся зависимости с

вязкостью нефти от 5 до 20 мПа-с и более 20 мПа-с. Для этих классов эксплуатационных объектов обводненность начинает резко расти с самого начала разработки. Вогнутые по отношению к оси обводненности зависимости характерны для объектов с вязкостью нефти менее 2 мПа-с. Для большинства эксплуатационных объектов этого класса обводненность начинает резко расти лишь на заключительной стадии разработки.

100

90

.о 80 в4-

£ 70

| 60

8 50

О»

| 40

й 30 3 2« 10 о

✓ ✓

- .......

А • ••

Л Г ✓ .........

^г * *

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выработка,%

■БугровскоеТл Березовское, Тл-Бб

.......Змеевское, Змеевская, Тл

----Маячное, Тл

Рисунок 1.2 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для терригенных визейских залежей с вязкостью нефти более 20 мПас

10 20 30 40 50 60 70 Выработка, %

-----Красноярско-Ку едпнское. Кра сно^ская, Тл-Бб

---Батыр байское, Констанпшовская. Тл-Бб-Мл

.........Горское, Тл-Бб

-среднее значен!к

80

90

100

Рисунок 1.3- Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для терригенных визейских залежей с вязкостью от 5 до 20 мПа с)

о

10

20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выработка та пасов. °о

.......Баклановское, Бакчановская, Тл — — Баклановское. Кулешовская. Тл-Бб

— • — Бакчановское, Сухобшярская, Тл — • Батыр байское, Асюльская, Тл-Бб-Мл

- - - - Бакчановская. Благодатная, Тл

Рисунок 1.4 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для терригенных визейских залежей с вязкостью нефти от 2 до 5 мПа-с

Выработка ,°о

— • — КазаковскоеТл — — Чураковское,Чураковская,Тл1

-ЧураковскоеДЦ)енская,Тл1 .......Сосновское,Тл1

—— ср еднее значен! к

Рисунок 1.5 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для терригенных визейских залежей с вязкостью нефти менее 2 мПа-с

Выработка запасов.0 о

.........Оп.гшгаиское,Т — • - Аптуганское, В ост очный купол. Т

-----Бьцэыиское.Т — • — С'тепановское.Т

-----Шапц)тско-ГожанскоеЛ1ащ)тская,Т -Среднее значение

Рисунок 1.6- Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью нефти более 20 мПас

20 30 40 50 60 70 80 90 100 Выработка запасов. °о

Полазненское, Т ----Чураковское,Иренская,Т -Среднее значение (2,63 мПа*с)

Рисунок 1.7 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью нефти от 2 до 5 мПа-с

о*

о а я а> я п о л <3 О

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

_.....__ • 1

ж • • м ___ г / \ К 1 1 вт

/Л /1 г \Л I 1 / /

1 •V г

/ • •** !Д' 4 ¿г > \п

1 г » % I/__ V1 ! 11

1 • •. • 1

»_ 1

10 20 30 40 50 60 Выработка запасов, %

70

80

90

100

Уньвинское, Уньвинское, Т-Фм Юр чу кское, Т-Фм

■ Чашкинское,Т-Фм

• Чураковское, Чураковская.Т

■ Среднее значение (1,38 мПа*с)

— • Уньвинское, Палашерское, Т-Фм

— — Пихтовое,Т-Фм

— - - - Ольховское.Т

—- • Ярнно-Каменноложское.Т

Рисунок 1.8 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью нефти менее 2 мПа-с

----Рассветное. Бш1 .......Рассветное,Бш2 Среднее значение (34,~8мПа*с)

Рисунок 1.9 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для башкирских карбонатных залежей с вязкостью нефти более 20мПас

100 90 80

к

5 40 л

§ 30 20 10 0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выработки запасов. °о

---Батырбайское Дснстантановсхо-Утяйбашская, Бш -------Баклановское,Сухобизярская,Бш

-Баклановское, Благодатное,Бш _ . _ . _ Быркинское,Бш

........... Осинское, Бш-Срп -Среднее значение (9,63 мПа*с)

Рисунок 1.10- Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для башкирских карбонатных залежей с вязкостью нефти от 5 до 20 мПа-с

100 90 * 80

е 70 § 60

■ 50

£ 40

| 30

° 20

10

о

о 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выработка запасов, %

.......Ольховское — —Уньвинское,Уньвинская.Бш-Срп

— — Ярино-КаменноложскоеХш-Срп - - - - Коку йское.Кокуйское.Срп

Рисунок 1.11- Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для башкирских карбонатных залежей с вязкостью нефти менее 2 мПас

На рисунке 1.11 представлена башкирская залежь Ольховского нефтяного месторождения. Для данного эксплуатационного объекта уже при степени выработки менее 1% обводненность продукции скважин достигла 64%. Эксплуатация залежи началась вводом 3-х добывающих скважин, одна из

которых обводнилась в первый год работы. Обводнение произошло из-за расположения скважины в непосредственной близости от контура питания и частичного вскрытия водонасыщенных интервалов. Очевидно, что обводнение продукции в данном случае связано с субъективными причинами, в том числе малым фондом скважин. Поэтому на начальных стадиях эксплуатации подобные скачки обводненности исключались из статистического анализа.

Анализ динамики обводненности продукции скважин (рис. 1.2-1.11) позволяет сделать следующие общие выводы. Темп роста обводненности для терригенных визейских залежей с вязкостью нефти более 20 мПа-с, как правило, несколько ниже, чем для аналогичных карбонатных. Рост обводненности для них замедляется после достижения г\>20% (рисунке 1.2).

Для терригенных визейских объектов с вязкостью нефти от 5 до 20 мПа-с темп роста обводненности в начале разработки существенно ниже и начинает снижаться с выработки запасов 30-40% (рисунок 1.3). Для терригенных залежей с вязкостью нефти от 2 до 5 мПа*с зависимости имеют промежуточный вид часто близкий к прямолинейному в координатах и ц (рисунок 1.4). Для терригенных визейских залежей с вязкостью нефти менее 2 мПа-с темп обводненности в начале разработки низкий, с ^>70% начинает расти, особенно интенсивно — с ^>90% (рисунок 1.5).

Наиболее резко обводненность растет в начале разработки {г\< 10%) для карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью нефти более 20 мПа-с, затем темп роста обводненности замедляется (рисунок 1.6). Для карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью от 2 до 5 мПа-с темп роста обводненности существенно ниже, однако их небольшое количество в статистической выборке затрудняет анализ (рисунок 1.7).Для карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью нефти менее 2 мПа-с темп обводненности в начале разработки низкий, начинает интенсивно расти с ц>90% (рисунок 1.8).

Для башкирских карбонатных объектов осредненные зависимости имеют промежуточный вид, в целом близкий к прямолинейному в координатах м ч ц (рисунки 1.9-1.11).

1.3 Аналнз динамики обводненности продукции от выработки запасов на начальных стадиях эксплуатации залежей

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Илюшин, Павел Юрьевич, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. И.М. ГУБКИН — Основоположник и создатель русской нефтяной геологии //Газохимия. М., 2010. - № 13. - С. 58-64.

2. И.М. ГУБКИН - Основатель советской нефтяной геологии (К 140-ЛЕТИЮ СО ДНЯ РОЖДЕНИЯ) // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 9. - С. 99.

3. Сургучев Л.М. Моделирование месторождений углеводородов и повышение нефтеотдачи // Газовая промышленность. - 2010. - № 13. - С. 44-46.

4. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. - М.: Недра, 1994.

5. Азаматов М.А., Шорохов А.Н. Внедрение метода оперативной диагностики источников обводнения нефтяных добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №12. - С. 33-35.

6. Chan K.S. Water control diagnostic plots // 30775.1995.

7. Baderestani, H., Amirzadeh, H., Banavi, J. The field scale investigation of water coning phenomenon // Applied Mechanics and Materials, Volume 157-158, 2012, Pages 319-322.

8. РД 153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. — М., 1996, -202 с.

9. Муслимов Р.Х. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 3. -С. 30-34.

10. Галкин C.B., Кошкин К.А., Поплаухина Т.Б. Анализ структуры фонда эксплуатационных объектов при оперативной оценке остаточных запасов нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. -№ 10. - С. 37-39.

Н.Галкин В.И., Пермяков В.Г. О влиянии ряда геолого-физических характеристик нефтяных объектов разработки на эффективность заводнения //

Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. -№5.-С. 41-44.

12. Галкин C.B., Поплаухина Т.Б., Распопов A.B., Хижняк Г.П. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 4. - С. 38-39.

13. Денк С.О., Нефть и газ в трещинных коллекторах ПермскогоПрикамья // Пермь, 2009.

14. Митрофанов В.П., Злобин A.A., Остаточная нефтенасыщенность и особенности порового пространства карбонатных пород // ООО «ПермьНИПИнефть», 2003.

15. Батурин Ю.А. К вопросу обоснования КИН при подсчете запасов и проектировании разработки нефтегазовых месторождений // Вестник ЦКР Роснедра. - 2011. - №1. - С. 2-5.

16. Акимов И.А. Алгоритм использования статистических моделей для определения коэффициента извлечения нефти на примере визейских терригенных объектов разработки Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 10. - С. 54-57.

17. Аметов И.М., Ведерников Г.В., Гомзиков В.К., Филиппов В.П. Анализ извлекаемых запасов нефти на основе их статистических связей с геологическими запасами// Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 4. - С. 22-24.

18. Аметов И.М., Ведерников Г.В., Гомзиков В.К., Филиппов В.П. Статистический подход к оценке извлекаемых запасов нефти новых районов // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 1. - С. 34-36.

19. Багаутдинов P.A., Багаутдинов А.К., Голубев Д.О. Сходимость результатов различных способов расчета коэффициента извлечения нефти на примере Советского месторождения// Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 8. - С. 63-65.

20. Батурин Ю.Е. К расчету КИН при проектировании разработки и подсчете запасов углеводородов нефтяных и газонефтяных месторождений // Недропользование - XXI век. - 2008. - №1. - С. 38-42.

21. Галкин В.И., Галкин C.B., Аношкин А.Н., Акимов И.А. Оценка возможностей определения коэффициентов извлечения нефти по обобщенным статистическим моделям (на примере территории Пермского края) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 10. -С. 51-53.

22. Галкин В.И., Галкин C.B., Савич А.И., Акимов И.А. О возможности построения статистических моделей определения коэффициентов извлечения нефти по обобщенным данным условий разработки // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 9. - С. 6-9.

23. Галкин В.И., Галкин C.B., Савич А.И., Акимов И.А. О необходимости комплексного определения коэффициента извлечения нефти (КИН) различными методами (на примере Пермского края) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 9. - С. 24-26.

24. Галкин В.И., Пермяков В.Г. О влиянии ряда геологофизических характеристик нефтяных объектов разработки на эффективность заводнения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. -№ 5. - С. 41-44.

25. Галкин C.B., Илюшин П.Ю. Прогноз динамики обводненности скважин в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений//Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 10. - С. 22-24.

26. Галкин C.B., Кошкин К.А., Поплаухина Т.Б. Анализ структуры фонда эксплуатационных объектов при оперативной оценке остаточных запасов нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. -№ 10.-С. 37-39.

27. Галкин C.B., Пермяков В.Г. Исследование влияния кратности промывки на коэффициент извлечения нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 10. - С. 35-37.

28. Галкин C.B., Поплаухина Т.Б., Распопов A.B., Хижняк Г.П. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей// Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 4. - С. 38-39.

29. Давыдов A.B., Федосеева JT.B. Применение регрессионного анализа для оценки коэффициентов извлечения нефти в современных условиях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 12. -С. 22-24.

30. Илюшин П.Ю. Возможности применения аналого-статистических методов при прогнозе обводненности продукции на примере терригенных отложений Пермского края // Нефтегазовое и горное дело: тез. докл. Всерос. конф., Пермь, 11-12 сент. 2010 г. - Пермь, 2010. - С. 88-89.

31. Илюшин П.Ю., Галкин C.B. Прогноз обводненности продукции добывающих скважин Пермского края с применением аналого-статистических методов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2011. -№ 1. - С. 76-84.

32. Котенев АЛО. Особенности геологического строения и выработки запасов нефти в неоднородных коллекторах залежей пермско-башкирского свода // Нефтегазовое дело. - 2010. - №2.

33. Курамшин P.M., Леонов В.И., Мулявин С.Ф., Бяков A.B. Методика, идентификация параметров и проблемы создания постоянно действующих адресных геолого-технологических моделей// Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 5. -С. 51-58.

34. Лозин Е.В., Кириллов А.И., Сирота A.C. О влиянии полноты промывки на КИН// Вестник ЦКР Роснедра. - 2010. - № 2. - С. 8-11.

35. Мандрик И.Э., Шахвердиев А.Х., Сулейманов И.В. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 10.-С. 36-39.

36. Медведский Р.И., Севастьянов A.A. Вывод функциональной зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости из залежи // Изв. вузов. — Тюмень: ТюмГНГУ. Нефть и газ. - 2002. - №7.

37. Медведский Р.И., Севастьянов A.A. Использование обобщенной характеристики вытеснения при анализе разработки и прогнозировании

выработки запасов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Шестая научно-практическая конференция. Ханты-Мансийск. - 2003. Т.1. - С.371-384.

38. Медведский Р.И., Севастьянов A.A. Сопоставление методов прогнозирования извлечения запасов нефти в слоистых пластах. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 1998. - №4. - С. 42-47.

39. Мелкишев O.A., Кривощеков С.Н. Стохастическая оценка прогнозных ресурсов нефти на поисково-оценочном этапе геологоразведочных работ // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - № 4. - С. 34-44.

40. Пахольчук A.A., Цукарева A.JL, Мыцик Н.В., Никифорова T.JI. Методический подход к оценке остаточных запасов нефтяных залежей припятского прогиба // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 6. - С. 112-115.

41. Резников А.Н., Резников С.А. О влиянии фактора динамокатагенеза на конечную нефтеотдачу при водонапорном режиме//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - № 11. - С. 55-59.

42. Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ № 2011615689 Российская Федерация. Программный комплекс для прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей («PrognozRNM»)/ Поплыгин В.В., Галкин С.В; заявл. 01.06.2011; опубл. 20.07.2011, Роспатент. 2011.

43. Султанов Ш.Х., Котенев А.Ю., Варламов Д.И. Состояние выработки запасов нефти крупных многопластовых месторождений в условиях сложного геологического строения // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / Уфа: ЦХИМН АН РБ, 2008. Вып. 5. С. 109-113.

44. Хижняк Г.П., Ефимов A.A. Возможности учета коэффициента вытеснения при оценке коэффициента извлечения нефти в различных геолого-технологических условиях разработки терригенных и карбонатных коллекторов Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. -№ 4. - С. 53-70.

45. Хижняк Г.П., Кукушкина О.В., Леонтьев Д.В., Ефимов A.A. О взаимосвязи коэффициентов вытеснения и извлечения нефти для турнейских отложений месторождений Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - № 4. - С. 86-88.

46. Чуносов П.И. Прогноз коэффициента нефтеотдачи залежей на стадии подготовки их к разработке // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 2. - С. 63-65.

47. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. - 2007. -№12. -С. 54-58.

48. Новиков A.M. Докторская диссертация. М.: Эгвес, 2003. - 120 с.

49.0 концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях (часть 1) Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 9. - С. 184-189.

50. Поплыгин В.В., Галкин C.B. Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №3. - С. 112-115.

51. Применение современных методов выравнивания профиля приемистости и притока на основе закачки полимерных систем Шишлов A.C., Усманов Р.Х., Азаматов М.А., Кудлаёва Н.В. // Георесурсы. 2010. Т. 33. № 1. С. 27-30.

52. Прогнозирование обводненности добываемой продукции при разработке нефтяного месторождения Васильев В.А., Щекин А.И., Фомкин A.B., Трахачева Е.А. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 9. - С. 122-123.

53. РД 153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. — М., 1996, - 202 с.

54. Результаты испытаний технологии эксплуатации обводненных скважин штанговым насосом двойного действия в НГДУ «ЯМАШНЕФТЬ» Басос Г.Ю., Валовский К.В., Осипова Л.В., Брагин Д.В., Логинов Н.Л., Халимов Р.Х., Рыжиков А.И., Валиев М.И., Нургалиев A.A. //Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 8. - С. 82-86.

55. Способ изоляции водопритоков в эксплуатационных скважинах Зазирный Д.В., Мамедов Б.А. // Патент на изобретение RU 2144136 09.07.1999.

56. Способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин Баграмов К.А., Дьячук И.А., Луценко А.А., Репин Д.Н., Тян Н.С., Хасанов М.М. // Патент на изобретение RU 2161246 01.06.1999.

57. Хижняк Г.П., Поплаухина Т.Б., Галкин С.В., Ефимов А.А. Опыт применения методики оценки коэффициента нефтевытеснения при проектировании разработки нефтяных месторождений Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2009. -№ 8. - С. 49-54.

58. Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений //И.Н. Шустеф. М.: Недра, 1988 г. — с.199.

59. Ямпольский В.З., Захарова А.А., Иванов М.А., Чернова О.С. Анализ про-граммного обеспечения для трехмерного моделирования и оптимизации разработки месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. Т. 309. - 2006. - №7. -С. 50-55.

60. A new in-depth fluid diverting agent of inorganic gel coating Xiaofen, Т., Limin, Y., Yuzhang, L., Zhiyan, L., Zeliang, C., Yikun, L., Falin, W. 2012 Petroleum Exploration and Development 39 (1) , pp. 82-87.

61. A novel multi-layer intelligent test and adjustment technology for water injection well Jia, D., Wang, F., Zhang, S. 2012 Advanced Materials Research 424-425, pp. 732-736.

62. A quick evaluation model for horizontal well development in bottom water reservoir Wang, Y., Yao, Y., Jiang, M., Ji, Z. 2012 Advanced Materials Research 347353, pp. 398-402.

63. A two-phase near-wellbore simulator to model non-aqueous scale inhibitor squeeze treatments Vazquez, O., Mackay, E., Sorbie, K. 2012 Journal of Petroleum Science and Engineering 82-83, pp. 90-99.

64. Physical modeling experiments on steam nitrogen foam flooding for a vertical and horizontal well combination Zhang, Z., Zhou, Y., Shen, D., Nie, L., Li, X. 2012 Shiyou Xaebao/Acta Petrolei Sinica 33 (1), pp. 90-95.

65. Physical simulation on temperature and pressure fields during steamflooding through horizontal wells in heterogeneous reservoir Luo, Y., Cheng, L. 2012 Applied Mechanics and Materials 110-116, pp. 3063-3067.

66. Pre-warning and decision making of water breakthrough for higher water-cut oil field Jiang, H., Wang, S., Zhang, Y.2012 Advanced Materials Research 347-353, pp. 688-693.

67. The field scale investigation of water coning phenomenon Baderestani, H., Amirzadeh, H., Banavi, J. 2012 Applied Mechanics and Materials 157-158, pp. 319-322.

68. Gao, F., Song, Z.-Z. Mechanism of surfactant flooding in low-permeability oilfields//Journal of China University of Petroleum, Volume 36, Issue 4, August 2012, Pages 160-165.

69. Mahmoud, M.A., Nasr-El-Din, H.A. Modeling flow of chelating agents during stimulation of carbonate reservoirs// Society of Petroleum Engineers - North Africa Technical Conference and Exhibition 2012, NATC 2012: Managing Hydrocarbon Resources in a Changing Environment, Volume 1, 2012, Pages 291-302.

70. Strugariu, M.L., Serban, S., Ardelean, E., Socalici, A., Heput, T. Reseach on the recovery of oil in the iron and steel mill scale // International Conference on Manufacturing Engineering, Quality and Production Systems, MEQAPS - Proceedings, 2011, Pages 204-207.

71. Wang, S.-J. Study on the water flooding mechanism of carbonate fracture-cavity reservoir based on real core etching model// Journal of Southwest Petroleum University, Volume 33, Issue 6, December 2011, Pages 75-79.

72. Xu, S., Zeng, F., Gu, Y., Knorr, K.D. Upscaling study of vapour extraction process through numerical simulation// Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada 2012, Volume 1, 2012, Pages 642-654.

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

Рисунок 1.1 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

объектов разработки без системы ППД.......................................................................13

Рисунок 1.2 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

терригенных визейских залежей с вязкостью нефти более 20 мПа-с.......................15

Рисунок 1.3 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

терригенных визейских залежей с вязкостью от 5 до 20 мПа-с)..............................15

Рисунок 1.4 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

терригенных визейских залежей с вязкостью нефти от 2 до 5 мПа-с......................16

Рисунок 1.5 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

терригенных визейских залежей с вязкостью нефти менее 2 мПа-с........................16

Рисунок 1.6 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью нефти более 20 мПа-с..........17

Рисунок 1.7 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью нефти от 2 до 5 мПа-с..........17

Рисунок 1.8. Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

карбонатных турне-фаменских залежей с вязкостью нефти менее 2 мПа-с............18

Рисунок 1.9 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

башкирских карбонатных залежей с вязкостью нефти более 20мПа-с....................18

Рисунок 1.10 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

башкирских карбонатных залежей с вязкостью нефти от 5 до 20 мПа-с.................19

Рисунок 1.11 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для

башкирских карбонатных залежей с вязкостью нефти менее 2 мПа-с....................19

Рисунок 1.12 - Зависимость обводненности продукции от выработки запасов.

Объект Т-Фм Шагиртско-Гожанское месторождение (вязкость 28 мПа-с)............22

Рисунок 1.13 - Зависимость обводненности продукции от выработки запасов

объекта Т Кудрявцевское месторождения (вязкость 28,3 мПа-с).............................22

Рисунок 1.14 - Зависимость обводненности продукции от выработки запасов объекта Тл-Бб. Москудьинское месторождение (вязкость 71,6 мПа-с)...................23

Рисунок 1.15 - Зависимость обводненности продукции от выработки запасов объекта Тл-Бб. Красноярско-Куединского месторождения Куединской площади

(вязкость 11,9 мПа-с).....................................................................................................24

Рисунок 1.16 - Зависимость обводненности продукции от выработки запасов объекта Бб Кокуйского месторождения Ординской площади (вязкость

0,5 мПа-с)........................................................................................................................24

Рисунок 1.17 - Пример сглаженной кривой динамики обводненности продукции

от степени выработки запасов. Объект Т-Фм Сибирское месторождение.............26

Рисунок 1.18 - Пример сглаженной кривой динамики обводненности продукции от степени выработки запасов. Объект Тл-Бб Красноярско-Куединское

месторождение...............................................................................................................26

Рисунок 1.19 - Карта накопленных отборов нефти Т-Фм залежи Уньвинского

месторождения по состоянию на 01.01.12 г................................................................28

Рисунок 1.20 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для визейских терригенных залежей в зависимости от различных диапазонов вязкости

нефти...............................................................................................................................30

Рисунок 1.21 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для карбонатных турне-фаменских залежей в зависимости от различных диапазонов

вязкости нефти...............................................................................................................30

Рисунок 1.22 - Зависимости обводненности продукции от выработки запасов для карбонатных башкирских залежей в зависимости от различных диапазонов

вязкостей нефти.............................................................................................................31

Рисунок 1.23 - Эксперимент по определению зависимости коэффициента вытеснения от объема прокачки жидкости для высоковязкой и маловязкой нефти 32

Рисунок 1.24 - Эксперимент по определению зависимости обводненности продукции от коэффициента вытеснения для высоковязкой и маловязкой нефти 33 Рисунок 2.1 - Карта текущей эксплуатации по состоянию на 01.01.12 г.

Рассветного нефтяного месторождения (объект Buii)...............................................35

Рисунок 2.2 - Карта накопленных отборов нефти и накопленной закачки воды по состоянию на 01.01.12 г. Рассветного нефтяного месторождения (объект Bnii)....35

Рисунок 2.3 - График разработки Рассветного нефтяного месторождения

(залежь ВшО....................................................................................................................36

Рисунок 2.4 - Сценарии изменения обводненности продукции в зависимости от

динамики выбытия высоокообводненных скважин...................................................38

Рисунок 2.5 - График разработки объекта Фм Чашкинского месторождения........40

Рисунок 2.6 - График разработки объекта Т Степановского месторождении.........40

Рисунок 2.7 - Залежь нефти в отложениях башкирского яруса Ольховского

нефтяного месторождения............................................................................................42

Рисунок 2.8 - Залежь нефти в отложениях турнейского и фаменского ярусов

Чашкинского нефтяного месторождения....................................................................42

Рисунок 2.9 - Залежь нефти в отложениях тульского и бобриковского горизонтов

Альняшского нефтяного месторождения....................................................................43

Рисунок 2.10 - Залежь нефти в отложениях турнейского яруса Кудрявцевского нефтяного месторождения с малочисленным фондом добывающих скважин

(максимальный фонд 7 скважин).................................................................................43

Рисунок 2.11 - Залежь нефти в отложениях турнейского яруса Маячного нефтяного месторождения (начальные геологические запасы=9,3 млн.т.,

первоначальный темп ввода скважин 23% от максимального фонда)....................44

Рисунок 2.12 - Залежь нефти в отложениях тульского и бобриковского горизонтов Баклановского нефтяного месторождения (начальные геологические запасы=7,98 млн.т., первоначальный темп ввода скважин 25% от максимального

фонда)..............................................................................................................................44

Рисунок 2.13 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для терригенных объектов при вязкости нефти менее 2

мПа-с (Казаковское месторождение)...........................................................................46

Рисунок 2.14 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для терригенных объектов при вязкости нефти менее 2

мПа-с (Чураковское месторождение)...........................................................................46

Рисунок 2.15 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для терригенных объектов при вязкости нефти от 2 до 5 мПа-с (Баклановское месторождение)......................................................................47

Рисунок 2.16 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для терригенных объектов при вязкости нефти от 5 до

20 мПа-с...........................................................................................................................48

Рисунок 2.17 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для терригенных объектов при вязкости нефти более 20

мПа-с................................................................................................................................48

Рисунок 2.18 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для карбонатных объектов при вязкости нефти менее 2

мПа-с................................................................................................................................50

Рисунок 2.19 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для карбонатных объектов при вязкости нефти от 2 до

5 мПа-с.............................................................................................................................50

Рисунок 2.20 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для карбонатных объектов при вязкости нефти от 5 до

20 мПа-с...........................................................................................................................51

Рисунок 2.21 - Пример влияния годовой закачки рабочего агента на обводненность продукции для карбонатных объектов при вязкости нефти более

20 мПа-с...........................................................................................................................51

Рисунок 2.22. Пример влияния накопленной компенсации отбора жидкости закачкой на обводненность продукции для терригенных объектов с вязкостью

нефти менее 2 мПа-с......................................................................................................53

Рисунок 2.23 - Пример влияния накопленной компенсации отбора жидкости закачкой на обводненность продукции для терригенных объектов с вязкостью

нефти от 2 до 5 мПа-с....................................................................................................53

Рисунок 2.24 - Пример влияния накопленной компенсации отбора жидкости закачкой на обводненность продукции для терригенных объектов с вязкостью

нефти от 5 до 20 мПа-с..................................................................................................54

Рисунок 2.25 - Пример влияния накопленной компенсации отбора жидкости закачкой на обводненность продукции для терригенных объектов с вязкостью нефти более 20 мПа-с.....................................................................................................54

Рисунок 2.26 - Пример влияния накопленной компенсации отбора жидкости закачкой на обводненность продукции для карбонатных объектов с вязкостью

нефти менее 2 мПа-с......................................................................................................55

Рисунок 2.2 -. Пример влияния накопленной компенсации отбора жидкости закачкой на обводненность продукции для карбонатных объектов с вязкостью

нефти более 20 мПа-с.....................................................................................................56

Рисунок 2.28 - График разрабоки Чураковского месторождения пласт Т

(Иренская площадь).......................................................................................................57

Рисунок 2.29 - График разработки Рассветного нефтяного месторождения

пласт Бш).........................................................................................................................58

Рисунок 2.30 - Обобщенные зависимости обводненности продукции скважин от выработки запасов для терригенных и карбонатных залежей Пермского края при

вязкости нефти более 20 мПа-с.....................................................................................60

Рисунок 2.31 - Обобщенные зависимости обводненности продукции скважин от выработки запасов для терригенных и карбонатных залежей Пермского края при

вязкости нефти от 5 до 20 мПа-с..................................................................................61

Рисунок 2.32 -. Обобщенные зависимости обводненности продукции скважин от выработки запасов для терригенных и карбонатных залежей Пермского края при

вязкости нефти от 2 до 5 мПа-с....................................................................................61

Рисунок 2.33 - Обобщенные зависимости обводненности продукции скважин от выработки запасов для терригенных и карбонатных залежей Пермского края при

вязкости нефти менее 2 мПа-с......................................................................................62

Рисунок 3.1 - Зависимость текущей закачки рабочего агента от максимального

добывающего фонда скважин.......................................................................................65

Рисунок 3.2 - Зависимость текущей закачки рабочего агента от максимального

добывающего фонда скважин для разной доли фонда..............................................66

Рисунок 3.3 - Динамика обводненности продукции для терригенных залежей с

вязкостью пластовой нефти от 5 до 20 мПа-с.............................................................67

Рисунок 3.4 - Динамика обводненности продукции для терригенных залежей с

вязкостью пластовой нефти более 20 мПа-с...............................................................67

Рисунок 3.5 - Динамика обводненности продукции для карбонатных(турне-фаменских) залежей с вязкостью пластовой нефти более 20 мПа-с........................68

Рисунок 3.6 - Динамика обводненности продукции для башкирских залежей для

любой вязкости пластовой нефти................................................................................68

Рисунок 3.7 - Зависимость максимального добывающего фонда скважин от НГЗ

нефтяных залежей..........................................................................................................70

Рисунок 3.8 - Динамика доли добывающего фонда для карбонатных залежей

нефти при большом (а) и малом (б) эксплуатационном фонде................................72

Рисунок 3.9 - Динамика доли добывающего фонда для терригенных залежей

нефти при большом (а) и малом (б) эксплуатационном фонде................................73

Рисунок 3.10 - Динамика доли добывающего фонда от степени выработки запасов

для карбонатных и терригенных залежей...................................................................74

Рисунок 3.11 - Динамика обводненности продукции скважин от выработки для

карбонатных залежей с высоким темпом ввода новых добывающих скважин......76

Рисунок 3.12 - Динамика обводненности продукции скважин от выработки для

карбонатных залежей со средним темпом ввода новых добывающих скважин.....78

Рисунок 3.13 - Динамика обводненности продукции скважин от выработки для

карбонатных залежей с низким темпом ввода новых добывающих скважин.........78

Рисунок 3.14 - Влияние изменения добывающего фонда скважин на динамику обводненности на примере Быркинского нефтяного месторождения (залежь Т)..80 Рисунок 3.15 - Влияние изменения добывающего фонда скважин на динамику обводненности на примере фонда Казаковского нефтяного месторождения

(залежь Тл)......................................................................................................................80

Рисунок 3.16 - Динамика обводненности продукции скважин Уньвинского

нефтяного месторождения (залежь Т-Фм)..................................................................85

Рисунок 3.17 - Динамика обводненности продукции скважин Баклановского

нефтяного месторождения Баклановской площади (залежь Тл)..............................86

Рисунке 3.18 - Динамика обводненности продукции скважин Баклановского

нефтяного месторождения Сухобизярской площади (залежь Тл)............................86

Рисунок 3.19 - Динамика фактической обводненности, фонда скважин, закачки от

выработки запасов залежи Бш2 Рассветного месторождения нефти........................89

Рисунок 3.20 - Сопоставление фактической и модельной без учета технологии разработки зависимостей для залежи Бпь Рассветного месторождения нефти.....89

Рисунок 3.21 - Осредненная зависимость максимального добывающего фонда

скважин от НГЗ залежи нефти Бш2 Рассветного месторождения............................91

Рисунок 3.22 - Осредненная зависимость текущей закачки рабочего агента от

максимального добывающего фонда скважин...........................................................91

Рисунок 3.23 - Сравнение фактической и прогнозной динамики обводненности для карбонатной залежи нефти Бш2 Рассветного месторождения с учетом влияния

закачки рабочего агента................................................................................................92

Рисунок 3.24 - Сравнение фактической и прогнозной динамики доли фонда от

максимального для залежи Бш2 Рассветного месторождения нефти.......................92

Рисунок 3.25 - Сравнение фактической и прогнозной динамики обводненности для карбонатной залежи нефти Бш2 Рассветного месторождения с учетом типа

коллектора, вязкости, закачки и доли фонда..............................................................93

Рисунок 3.26 - Динамика фактической обводненности, фонда скважин, закачки от

выработки запасов залежи Тл] Чураковского месторождения нефти......................94

Рисунок 3.27 - Сопоставление фактической динамики обводненности и осредненной статистической модели для тульской залежи Чураковского

месторождения...............................................................................................................95

Рисунок 3.28 - Осредненная зависимость максимального добывающего фонда

скважин от НГЗ залежи нефти Тл] Чураковского месторождения..........................96

Рисунок 3.29 - Сопоставление фактической доли фонда и осредненной для

терригенной залежи Тл] Чураковского месторождения............................................97

Рисунок 3.30 - Сопоставление расчетной, учитывающей закачку и долю фонда, и фактической обводненности продукции залежи Тл] Чураковского

месторождения...............................................................................................................97

Рисунок 3.31 - Сопоставление расчетной, учитывающей закачку, долю фонда и ГТМ, и фактической обводненности продукции залежи Тл1 Чураковского

месторождения...............................................................................................................98

Рисунок 4.1 - Сопоставление фактической и модельной динамик для

объекта Тл Шершневского нефтяного месторождения...........................................101

Рисунок 4.2 - Сопоставление фактической и модельной динамик \¥=Г(т|) для объекта Бб Шершневского нефтяного месторождения 103

л

Рисунок 4.3 - Сопоставление фактической и прогнозной динамик обводненности для башкирской залежи нефти Таныпского месторождения (6,8 мПа-с) 105

Рисунок 4.4 - Сопоставление фактической и прогнозной динамик обводненности для турнейской залежи высоковязкой Опалихинского месторождения (71,9 мПа-с) 106

Рисунок 4.5 - Сопоставление фактической и прогнозной динамик обводненности для бобриковской залежи маловязкой Шершневского месторождения (1,4 мПа-с) 106

Рисунок 4.6 - Сопоставление фактической и прогнозной динамик обводненности для тульской залежи нефти Казаковского месторождения по данным а) ПТД 2007 г., б) ПТД 2012 г. 107

Рисунок 4.7 - Оценка степени выработанности извлекаемых запасов тульской залежи нефти Москудьинского месторождения 108

Таблица 3.1 - Влияние динамики добывающего фонда на изменение

продукции для карбонатных объектов с вязкостью

обводненности более 20 мПа-с Таблица 3.2 обводненности менее 2 мПа-с

81

Влияние динамики добывающего фонда на изменение продукции для карбонатных объектов с вязкостью

81

Таблица 3.3 - Влияние динамики фонда на обводненность продукции скважин 83