На правах рукописи

Чернокожев Дмитрий Александрович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНДИКАТОРНЫХ

ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ

НЕОДНОРОДНОСТИ МЕЖСКВАЖИННОГО ПРОСТРАНСТВА

НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.10 –

«Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Дубна - 2008

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Московской области (ГОУ ВПО МО) «Международный университет природы, общества и человека «Дубна» на кафедре общей и прикладной геофизики.

доктор технических наук, профессор

Научный руководитель Хозяинов Михаил Самойлович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович доктор технических наук, профессор Хаматдинов Рафис Такиевич

Ведущая организация: ОАО «Самаранефтегаз»

Защита состоится 21 марта 2008 г. в 14:00 в аудитории 1-300 на заседании диссертационного совета Д 800.017.01 при Международном университете природы, общества и человека «Дубна» по адресу: 141980 Московская обл., г. Дубна, ул. Университетская, д. 19.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО МО «Международный университет природы, общества и человека «Дубна».

Автореферат разослан: 21 февраля 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат биологических наук, доцент Каманина И.З.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования Полнота добычи запасов нефти из недр — одна из важнейших задач рационального использования природных ресурсов.

Современный этап развития нефтяной индустрии характеризуется осложнением условий добычи и эксплуатации большинства нефтяных месторождений.

Связано это, как правило, с неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах. Вступлением большого числа разрабатываемых высокопродуктивных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся резким ростом обводнённости продукции добывающих скважин и интенсивным снижением добычи нефти. Основная часть остаточных запасов нефти по ним относится к трудноизвлекаемым (преобладание низкопроницаемых пластов небольшой толщины и неоднородной структуры, высоковязких нефтей и т.д.). Подавляющее большинство вводимых в разработку новых нефтяных месторождений приурочено к низкопроницаемым коллекторам и характеризуется сложным геологическим строением, неоднородностью коллекторских свойств и фильтрационных параметров продуктивных отложений.

Повышение степени выработки запасов можно обеспечить, в частности, путём детального изучения геологического строения и фильтрационной неоднородности межскважинного пространства продуктивных коллекторов. Это позволяет прогнозировать и предупреждать причины формирования участков пласта, не охваченных процессом вытеснения нефти и зон опережающего обводнения пласта по высокопроницаемым пропласткам.

Для оценки фильтрационно-ёмкостных свойств межскважинного пространства нефтяных пластов наиболее информативными являются методы, отражающие непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и позволяющие получить усредненную информационную картину о фильтрационной неоднородности значительной части пласта.

Одним из немногочисленных методов изучения фильтрационной неоднородности межскважинного пространства является индикаторный (трассерный) метод — метод изучения фильтрационных потоков с помощью меченых веществ.

Основным объектом изучения индикаторного метода является фильтрационная неоднородность межскважинного пространства нефтяной залежи, обобщенный показатель неоднородности, обусловленной особенностями геологического строения пласта (геологическая неоднородность) и неоднородности, вызванной расположением и режимом работы скважин, особенностями воздействия на пласт (технологическая неоднородность).

Совместное использование геолого-геофизических данных и результатов индикаторных исследований позволяет: существенно повысить достоверность знаний о строении нефтяной залежи и количественно оценивать ёмкостные и фильтрационные параметры трещиноватых и пористых пластов; осуществлять контроль эффективности физико-химического воздействия на пласт.

Цель диссертационной работы Создание комплекса методических рекомендаций по интерпретации результатов индикаторных исследований, позволяющего расширить круг решаемых задач при изучении фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных месторождений с помощью меченых веществ.

Основные задачи исследования 1. Установление влияния неоднородности горных пород на характер кривых «концентрация индикатора - время» на основе модельных исследований для двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости в слоистонеоднородном поровом, зонально-неоднородном поровом и трещиновато-поровом пластах для оценки возможностей и определения разрешающей способности индикаторного метода.

2. Разработка программного обеспечения (ПО) и создание методики выбора параметров индикаторных исследований, позволяющей рассчитывать начальную концентрацию и необходимое количество меченого вещества, частоту отбора проб и продолжительность исследований.

3. Разработка ПО и создание методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках слоистонеоднородной модели, позволяющей комплексно оценивать объёмы сверхпроницаемых пропластков по участкам исследований и пластам в целом.

4. Разработка ПО и создание методики оценки адекватности постояннодействующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) нефтяной залежи реальному объекту разработки. Основными критериями соответствия приняты: гидродинамические связи нагнетательных и добывающих скважин; объёмы переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления, оцененные по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований.

Научная новизна Автором впервые:

1. Проведены модельные исследования фильтрации меченой жидкости для слоисто-неоднородного порового, зонально-неоднородного порового и трещиннопорового пласта-коллектора с помощью разработанного ПО и показана качественная и количественная степень зависимости кривых «концентрация индикатора - время» от различных видов неоднородности пласта.

2. Разработаны принципы и автоматизирован процесс выбора параметров индикаторных исследований фильтрационных потоков (начальной концентрации и необходимого количества меченого вещества, частоты отбора проб и продолжительности исследований).

3. Показана возможность уточнения ПДГТМ залежи нефти по результатам индикаторных исследований.

Основные защищаемые положения 1. Кривая «концентрация индикатора - время» реагирует на любой вид неоднородности пласта. Определение характера неоднородности нефтяных пластов требует дополнительных геолого-геофизических исследований. По характеру кривых «концентрация индикатора - время» в промысловых исследованиях представляется возможным выделить несколько независимых пропластков только при условии различия значений фильтрационных параметров межскважинного пространства более чем на 20-25%.

2. Разработанная технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов обеспечивает значительное повышение качества интерпретации за счет минимизации ошибки обработки данных и возможность массовых исследований за счет автоматизации первичной интерпретации результатов.

3. Уточнение существующей ПДГТМ нефтяной залежи возможно по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований (учёт соответствия гидродинамических связей нагнетательных и добывающих скважин и объмов переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления) с привлечением данных специального расширенного комплекса ГИС.

Практическая ценность и реализация работы 1. Описанная в диссертационной работе технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов была успешно опробована на 50 участках 9 месторождений Западной Сибири и Среднего Поволжья.

2. Показана возможность одновременной закачки 5 различных меченых веществ в 12 нагнетательных скважин и комплексной интерпретации полученных результатов индикаторных исследований, что позволило оценить фильтрационную неоднородность по пласту в целом.

3. Разработана программа для ЭВМ “Программный комплекс «ИНДИКАТОР»

для гидродинамического моделирования фильтрации меченых жидкостей и интерпретации данных трассерных исследований” [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005611373, 8 июня 2005].

4. Технологический регламент применения индикаторных методов регулирования и контроля разработки нефтяных месторождений разработан и внедрен в двух крупных нефтяных компаниях России.

5. Разработана первая редакция проекта национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения. Правила индикаторных исследований залежей» (принята за основу на заседание ТК 431 от 15 ноября 2007 г.).

Основные положения диссертационной работы докладывались:

1. на конференции “Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геологических моделей залежей нефти и газа” (Москва, ОАО «ЦГЭ», апрель 2004 г.);

2. на межвузовской научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных «Наука – образование – отрасли народного хозяйства – профессия (потенциал Подмосковья)» (Дубна, Университет «Дубна», март г.) 3. на XIII научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных (Дубна, Университет «Дубна», апрель 2006 г.);

4. на 5 Пленуме Самарского областного правления научно-технического общества нефтяников и газовиков им. И.М.Губкина (Самара, ОАО «Самаранефтегаз», январь 2007 г.);

5. на XIV научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных (Дубна, Университет «Дубна», апрель 2007 г.);

6. на Международной конференции геологов и геофизиков «Тюмень-2007»

(Тюмень, декабрь 2007).

Публикации Основные положения диссертации изложены в 7-ми печатных работах, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК [1, 2, 4].

Объём и структура работы Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, заключения и библиографии, включающей 128 наименований. Изложена на 141 странице, включая 49 таблиц и 47 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность д.т.н., проф. Хозяинову М.С. (Университет «Дубна») за научное руководство, постоянные научные консультации, помощь в постановке и проведении исследований.

Автор выражает признательность д.т.н., проф. Соколовскому Э.В. (РГУНГ им.

И.М. Губкина) за содействие в проведении ряда научно-исследовательских работ.

Автор благодарит к.т.н. с.н.с. Тренчикова Ю.И. (ВНИИгеосистем), д.ф.-м.н., проф. Пергамент А.Х., Марченко Н.А. (ИПМ им. М.В. Келдыша РАН) помощь и научные консультации которых способствовали успешному решению поставленных задач.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы и темы исследования; определены объект, цели и задачи исследования; раскрыты научная новизна работы и её практическая ценность; приведены основные этапы реализации и апробации работы;

сформулированы основные положения, выносимые на защиту.

Первая глава состоит из трёх разделов.

Первый раздел посвящён описанию возможностей, области применения и условиям применимости индикаторного метода исследования фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных месторождений.

Второй раздел посвящён истории развития индикаторных методов в нашей стране и за рубежом.

Большой вклад в создание теоретических и технологических основ индикаторных методов изучения межскважинного пространства внесли ведущие отечественные учёные, среди которых: Антонов Г.П., Байков У.М., Букин И.И., Веселов М.В., Герасименко Ю.В., Зайцев В.И., Звягин Г.А., Иванкин В.П., Иванов В.С., Ильяев В.В., Киляков В.Н., Кощеев И.Г., Кузьмина Г.И., Кузьмин Ю.А., Макаров М.С., Михайлов Н.Н., Мурадян А.В., Овцын О.П., Пинкензон Д.Б., Полищук А.М., Сеночкин П.Д., Сойфер В.Н., Соколовский Э.В., Соловьёв Г.Б., Султанов С.А., Суркова Л.М., Тренчиков Ю.И., Трофимов А.С., Филиппов В.П., Финкельштейн Я.Б., Хозяинов М.С., Хромов А.П., Челокьян Р.С., Чернорубашкин А.И., Чижов С.И., Шимелевич Ю.С., Юдин В.А. и др.

Из зарубежных учёных вопросами индикаторных исследований межскважинного пространства занимались: Archer J.S., Bischoff K.B., Baldwin D.E., Brigham W.E., Daltaban T.S., Dovan H.T., Ellington R.T., Hutchins R.D., Landau L., Sandiford B.B., Sato K., Wheelet V.J. и др.

Третий раздел посвящён анализу современного состояния индикаторных исследований.

Достаточно большое число сервисных компаний, научно-исследовательских и производственных институтов проводят закачку индикаторов и предоставляют рекомендации по контролю заводнения нефтяных пластов по результатам интерпретации данных индикаторных исследований: ЗАО «ВолгоградНИПИнефть», ЗАО «УфаНИПИнефть», МАНТС «Геоинформатика», ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз», ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «СевКавНИПИгаз», ОАО «СК «Черногорнефтеотдача», ОАО «Татнефть», ООО «Венсис», ООО «ИТ-Сервис», ООО «НИИ СибГеоТех», ООО «Новые технологии-Сервис» и др.

Современные индикаторные исследования (за последние 10 лет) в нефтепромысловой практике заняли достойное место методов регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей.

Однако, практически все работы в области интерпретации индикаторных исследований основаны на уже существующих методических рекомендациях (РД 39и технология подготовки, проведения и интерпретации индикаторных исследований не претерпевала изменений с 1989 года.

В этой связи актуальность результатов исследований, полученных в рамках данной диссертационной работы, становится очевидной, поскольку это позволяет вывести интерпретационную составляющую индикаторных исследований на более высокий уровень и расширить круг решаемых задач.

Вторая глава состоит из трёх разделов и посвящена модельным исследованиям влияния неоднородности горных пород на характер кривых «концентрация индикатора - время» с целью оценки возможностей и определения разрешающей способности индикаторного метода.

В рамках диссертационной работы проведено моделирование фильтрации индикаторов для различных случаев (более 40) геологической неоднородности и технологических особенностей разработки нефтяных месторождений:

1. произвольное и геометрически правильное зональное распределение различных значений пористости и проницаемости по пласту;

2. включение непроницаемых, низкопроницаемых и аномально высокопроницаемых участков и зон;

3. задание трещиноватости порового пространства вдоль, поперек и под углом к направлению фильтрации;

4. моделирование фильтрации индикатора для одной нагнетательной и одной добывающей скважин;

5. моделирование фильтрации индикатора для произвольного количества и расположения нагнетательных и добывающих скважин;

6. моделирование фильтрации для произвольного числа индикаторов.

Для оценки влияния неоднородности горных пород на продвижение оторочки меченой жидкости по пласту и изменения выходной кривой «концентрация индикатора - время» автором разработано ПО, включающее:

ядро гидродинамического симулятора двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости по слоисто-неоднородному поровому, зонально-неоднородному поровому и трещиновато-поровому пластам-коллекторам;

модуль обработки полученных результатов (визуализация продвижения оторочки меченой жидкости от нагнетательных к добывающим скважинам; получение расчетных кривых «концентрация индикатора – время», «количество индикатора время»).

В первом разделе проводится количественный и качественный анализ влияния слоистой и зональной неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время».

Наиболее типичные случаи моделирования воды, нефти и оторочки меченой жидкости для слоисто-неоднородного порового пласта-коллектора, рассмотренные в разделе, представлены в таблице (таблица 1). Проведено моделирование фильтрации индикатора по двухслойному пласту для различных значений проницаемости 2-го слоя при постоянном значении проницаемости 1-го слоя. Получены зависимости концентрации индикатора от времени для всех 6-ти случаев (рис. 1).

таблица 1 Схема послойной фильтрационной неоднородности исследуемого модельного пласта скв1 – нагнетательная скважина; К1, К2 – проницаемости 1 и 2 слоёв соответственно.

скв2 – добывающая скважина.

Как видно из рисунка (рис. 1), кривые даже качественно существенно различаются между собой, т.е. индикаторный метод чувствителен даже к незначительным изменениям фильтрационных особенностей пласта. Однако, при промысловых исследованиях необходимо решение обратной задачи (по виду кривой «концентрация индикатора - время» определить фильтрационные параметры исследуемого нефтяного объекта). Очевидно, что порция индикатора, фильтруемого по 2-му, более проницаемому, слою (таблица 1) для случаев 2-6 должна прийти в добывающую скважину с определённым опережением (это видно и из рис. 1). Например, для случая 6, когда проницаемость 2-го слоя на 30% выше проницаемости 1-го, возможно определить приход индикатора по двум независимым слоям пласта даже визуально (2 экстремума на кривой соответствуют поступлению индикатора по двум независимым слоям).

рис. 1 Модельное изменение концентрации индикатора в воде, извлекаемой на поверхность добывающей скважиной для различных случаев послойной фильтрационной неоднородности (таблица 1) Проведенные исследования, с целью количественной оценки степени чувствительности кривых «концентрация индикатора - время» на слоистую неоднородность, показали, что кривые начинают реагировать уже при разнице в проницаемости слоёв в 20% (рис. 2). С увеличением значений проницаемости 2-го слоя на кривой 4 первой была зафиксирована точка перегиба, которая соответствует приходу максимальной порции индикатора по 1-ому слою.

рис. 2 Чувствительность кривых "концентрация индикатора - время" на слоистую неоднородность пласта (таблица 1) Наиболее типичные случаи моделирования воды, нефти и оторочки меченой жидкости для зонально-неоднородного порового пласта-коллектора, рассмотренные в разделе, представлены в таблицах (таблица 2, таблица 3).

таблица 2 Схема зональной фильтрационной неоднородности исследуемого модельного пласта. Модельное изменение концентрации индикатора в воде, извлекаемой на поверхность добывающей скважиной (кривая 1 – однородный пласт; кривая 2 – непроницаемая зона в центре) скв1 – нагнетательная скважина;

скв2 – добывающая скважина.

Проведено моделирование фильтрации индикатора по зональнонеоднородному пласту при наличие в центре участка полностью непроницаемой зоны (таблица 2). Качественный анализ показал, что индикатор позднее появляется в добывающей скважине (так как воде приходится подходить к ней по более длинному пути) и увеличивается максимальная концентрация индикатора, так как разбавление происходит в меньшем поровом объёме пласта. В качестве базы сравнения использованы результаты моделирования фильтрации индикатора по однородному по проницаемости пласту. Качественно же кривые «концентрация индикатора - время» для обоих рассмотренных случаев не различаются. Эти результаты показывают, что кривые «концентрация индикатора – время» реагируют на неоднородность в пласте, но по виду кривых в реальном промысловом эксперименте вряд ли возможно выделять неоднородные зоны, а возможно рассчитывать только усреднённые фильтрационные параметры в целом по исследуемой площади.

таблица 3 Схема зональной фильтрационной неоднородности исследуемого модельного пласта скв1 – нагнетательная скважина;

скв2 – добывающая скважина.

Проведено моделирование фильтрации индикатора по зональнонеоднородному пласту при расположении зон с различными значениями проницаемости параллельно направлению основных фильтрационных потоков (таблица 3). Получены зависимости концентрации индикатора от времени для всех 6-ти случаев (рис.

3). Подобное разделение зон выбрано не случайно, а с целью «сымитировать» характер слоистой фильтрационной неоднородности.

Как видно из рисунка (рис. 3), кривые так же, как и для случая слоистой неоднородности (рис. 1) качественно различаются между собой, т.е. подтверждается факт, что индикаторный метод чувствителен даже к незначительным изменениям фильтрационных особенностей пласта. Дальнейшие рассуждения здесь абсолютно аналогичны примеру слоистой неоднородности пласта (таблица 1) с той лишь разницей, что фильтрация индикатора шла не по слоям, а по зонам различной проницаемости.

рис. 3 Модельное изменение концентрации индикатора в воде, извлекаемой на поверхность добывающей скважиной для различных случаев зональной фильтрационной неоднородности (таблица 3) рис. 4 Чувствительность кривых "концентрация индикатора - время" на зональную неоднородность Проведенные исследования, с целью количественной оценки степени чувствительности кривых «концентрация индикатора - время» на зональную неоднородность, показали, что кривые начинают реагировать уже при разнице в проницаемости зон в 15% (рис. 4). С увеличением значений проницаемости 2-ой зоны на кривой 3 первой была зафиксирована точка перегиба, которая соответствует приходу максимальной порции индикатора по 1-ой зоне.

Рассматриваемые в данном разделе модельные примеры позволили дать качественную и количественную оценку влияния неоднородности пластов на характер кривых «концентрация индикатора - время» и, тем самым, определить разрешающую способность индикаторного метода при проведении промысловых исследований.

Обосновать (с учётом погрешности измерений в реальных промысловых исследованиях), что несколько независимых пропластков по виду кривых поступления индикатора в добывающую скважину можно уверенно различать при разнице в проницаемостях более 20-25%.

Во втором разделе проводится качественный анализ воздействия трещиноватости горных пород на характер кривых «концентрация индикатора - время».

Наиболее типичные случаи моделирования воды, нефти и оторочки меченой жидкости для трещиновато-порового пласта-коллектора, рассмотренные в разделе, представлены в таблице (таблица 4).

таблица 4 Схемы трещиноватости исследуемого участка пласта случай 1.Трещины расположены случай 2.Трещины расположены случай 3.Трещины расположены под поперек направлению фильтрации вдоль направления фильтрации углом к направлению фильтрации скв1 – нагнетательная скважина;скв2 – добывающая скважина.

таблица 5 Зависимость концентрации индикатора в добываемой воде от времени для различных случаев Результаты моделирования для системы трещин, расположенной поперек направлению фильтрации (случай 1, таблица 4) показали, что фильтрация происходит как в поровом коллекторе (случай 1, таблица 5). Увеличение числа трещин в этом случае фактически эквивалентно увеличению порового объёма пласта и увеличению его эффективной проницаемости.

Когда трещины расположены вдоль направления фильтрации (случай 2, таблица 4), индикатор поступает в добывающую скважину по системе трещин (случай 2, таблица 5), но определить в промысловом эксперименте характер и направленность системы трещин не представляется возможным.

Моделирование для случая, когда система трещин находится под углом к направлению фильтрации (случай 3, таблица 4) показывает смещение основного фронта нагнетания в сторону направленности трещин (рис. 5), т.е. увеличивается истинный путь фильтрации нагнетаемой воды. При этом индикатор выходит одной порцией, как если бы он двигался по поровому коллектору (случай 3, таблица 5).

рис. 5 Последовательные положения оторочки меченой воды в пласте при движении от нагнетательной к добывающей скважине (случай 3, таблица 4) В третьем разделе приведены основные выводы по результатам исследований, описанным во второй главе.

Сформулировано первое защищаемое положение: кривая «концентрация индикатора - время» реагирует на любой вид неоднородности пласта. Определение характера неоднородности нефтяных пластов требует дополнительных геологогеофизических исследований. По характеру кривых «концентрация индикатора - время» в промысловых исследованиях представляется возможным выделить несколько независимых пропластков только при условии различия значений фильтрационных параметров межскважинного пространства более чем на 20-25%..

Третья глава состоит из семи разделов.

Первый раздел посвящён описанию последовательности основных операций технологии проведения промысловых индикаторных исследований межскважинного пространства и подробно рассмотрены те этапы технологического цикла, которые были усовершенствованы или изменены в рамках проведенных исследований:

1. Выбор объекта индикаторных исследований, нагнетательных и подконтрольных добывающих скважин.

2. Постановка решаемой задачи.

3. Сбор и анализ необходимых геолого-промысловых данных.

4. Выбор индикаторов.

5. Определение объема меченой жидкости, начальной концентрации и суммарного количества индикатора.

6. Определение необходимой частоты регистрации индикатора и продолжительности исследований.

7. Техническая подготовка выбранного объекта индикаторных исследований.

8. Техническая подготовка нагнетательных и подконтрольных добывающих скважин.

9. Отбор фоновых проб продукции на добывающих скважинах.

10. Приготовление меченой жидкости.

11. Закачка в пласт меченой жидкости.

12. Отбор проб жидкости из подконтрольных добывающих скважин.

13. Подготовка проб для анализа.

14. Физико-химический анализ проб воды на присутствие индикатора.

15. Интерпретация данных индикаторных исследований.

Усовершенствование технологии осуществлено:

В части интерпретации результатов (пункт 15), что позволило расширить область решаемых задач (пункт 2): комплексно оценивать объёмы сверхпроницаемых пропластков по участкам исследований и пластам в целом; оценивать адекватность с возможностью уточнения ПДГТМ нефтяных залежей по результатам интерпретации индикаторных исследований. В следующих разделах этот вопрос подробно рассмотрен.

К обязательному перечню геолого-промысловых данных (пункт 3) рекомендован анализ существующих геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти.

Для расчётов необходимых параметров индикаторных исследований (пункт 5,6) предложена соответствующая методика. В следующих разделах этот вопрос подробно рассмотрен.

Пункты 10, 11, 12, 13 приведены в соответствие с действующими требованиями по соблюдению правил безопасности при проведении геофизических работ и охраны недр.

Для осуществления физико-химического анализа (пункт 14) рекомендована аппаратура и приборы, отвечающие современным требованиям и стандартам.

Усовершенствование технологии проведения индикаторных исследований, анализ собственных и полученных другими авторами результатов проведения и интерпретации данных индикаторных исследований позволил автору совместно с проф.

Хозяиновым М.С. и проф. Соколовским Э.В. разработать:

Технологический регламент применения индикаторных методов регулирования и контроля разработки нефтяных месторождений.

Проект национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения. Правила индикаторных исследований залежей».

Второй раздел посвящён описанию возможностей разработанного ПО и созданной методики выбора параметров индикаторных исследований фильтрационных потоков, с целью более качественной реализации технологического цикла индикаторных исследований, включающей определение в автоматическом режиме:

усредненных параметров участка, необходимых для выбора исходных данных индикаторных исследований;

начальной концентрации меченого раствора;

коэффициента разбавления начальной концентрации индикатора в ходе исследований;

объёма и количества закачиваемого меченого раствора;

продолжительности индикаторных исследований;

частоты отбора проб.

Методика была опробована при подготовке и проведении индикаторных исследований на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири и Среднего Поволжья, что позволило минимизировать расход индикатора и оптимизировать время проведения исследований и график отбора проб и, таким образом, достигнуть экономического эффекта за счёт минимизации эксплуатационных расходов при проведении промысловых индикаторных исследований.

Третий раздел посвящён описанию возможностей разработанного ПО и созданной методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели для комплексной оценки объёмов сверхпроницаемых пропластков по участкам исследований и пластам в целом.

В современном мире информационно-аналитические и информационноизмерительные системы стали неотъемлемой частью нефтяной промышленности.

Общемировые тенденции в этом направлении показывают, что основная задача на данном этапе — это максимальная автоматизация процесса регистрации, сбора, подготовки, обработки, интерпретации и хранения данных результатов различных исследований.

С учетом современных компьютерных мощностей и с целью максимальной автоматизации процесса обработки кривых «концентрация индикатора - время», автором специально разработано ПО для гидродинамического моделирования двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченого вещества для неоднородного порового пласта-коллектора, включающее:

ядро гидродинамического симулятора фильтрации оторочки меченой жидкости в неоднородном пласте-коллекторе;

модуль полностью автоматической обработки кривых «концентрация индикатора - время» (анализ кривой, выделение максимумов, запуск ядра гидродинамических расчетов, сравнение экспериментальной и расчетной кривых, корректировка фильтрационных параметров пласта, повторные расчеты и т.д.).

модуль расчёта объёмов сверхпроницаемых пропластков комплексно для участка исследований или нефтяного пласта в целом.

В общем виде схема этапов реализации методики автоматической количественной интерпретации результатов индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов с возможностью ручной корректировки данных представлена на рис. 6.

рис. 6 Схема этапов реализации методики автоматической количественной интерпретации результатов индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов Ручной режим ввода предусмотрен только для задания исходных данных и корректировки параметров пласта (уточнение числа пропластков на экспериментальной кривой «концентрация индикатора - время» ), если в автоматическом режиме не представляется возможным однозначно определить условное число пропластков в исходном пласте-коллекторе (по числу пиков, числу перегибов и общему виду экспериментальной кривой).

Применение рассмотренной в данном разделе методики позволяет в значительно более короткие сроки оценить эффективность выбранного физико-химического воздействия на пласт путём проведения индикаторных исследований до и после воздействия.

В четвёртом разделе описаны результаты апробации методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов.

Приведен пример комплексной интерпретации результатов индикаторных исследований для участка нефтяного пласта на одном объекте Западной Сибири.

Исследование проводилось на участке с одной нагнетательной и тринадцатью добывающими скважинами.

Применение разработанной методики позволило в полностью автоматическом режиме рассчитать:

фильтрационные параметры межскважинного пространства для нагнетательной скважины и каждой добывающей скважины;

распределение нагнетаемой воды (рис. 7) и воздействия нагнетательной скважины на обводнённость добывающих (рис. 8) по всему участку нефтяного пласта.

Полученные результаты позволили оценить объёмы сверхпроницаемых пропластков в целом по участку нефтяного пласта.

рис. 7 Распределения нагнетаемой воды по участку рис. 8 Воздействие нагнетательных скважин на Пятый раздел посвящён описанию возможностей разработанного ПО и созданной методики оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки. Основными критериями соответствия приняты: гидродинамические связи нагнетательных и добывающих скважин; объёмы переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления, оцененные по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований.

Неотъемлемой составляющей современной нефтяной индустрии является построение и поддержка геолого-гидродинамических 3D моделей нефтяных залежей.

На сегодняшний день гидродинамическое моделирование выступает уже в роли нового метода изучения изменения нефтенасыщенности, дополняющего результаты прямых оценок в скважинах, т.е. использование информационно-аналитических систем стало новым способом изучения нефтяных объектов разработки.

Анализ собственных и полученных другими авторами результатов индикаторных исследований, показывает, что на ряде нефтяных месторождений объём переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления от нагнетательных к добывающим скважинам достигает 10-15% и выше.

Для ряда месторождений эта проблема не существенна. Для некоторых нефтяных месторождений обводнённость добывающих скважин, за счёт перемещения воды с аномально высокими скоростями, достигает 30-40% и выше.

Проведенные автором исследования показали, что некоторые существующие адаптированные гидродинамические модели нефтяных месторождений не в полной мере учитывают фильтрацию флюидов на аномально высоких скоростях, тем самым недостаточно адекватны реальному объекту разработки.

С целью возможности оценки адекватности ПДГТМ залежи нефти реальному объекту разработки по результатам модельных и промысловых индикаторных исследований, было специально разработано ПО для экспресс-анализа и первичной интерпретации результатов индикаторных исследований и гидродинамического 3D моделирования пластовых систем типа нефть/вода и индикатор для коллекторов сложной структуры:

модуль автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели (описан в третьем разделе данной главы);

ядро гидродинамического симулятора трехмерной двухфазной фильтрации индикатора для коллекторов сложной структуры (совместно с проф. Пергамент А.Х., Марченко Н.А. и др.);

модуль сравнительного анализа промысловых (по результатам интерпретации данных промысловых индикаторных исследований) и модельных (по результатам моделирования на существующей адаптированной фильтрационной модели пласта) кривых «количество извлечённого индикатора - время» для каждой добывающей скважины.

рис. 9 Схема этапов реализации методики оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований Основные этапы реализации методики оценки адекватности ПДГТМ представлены на рис. 9:

1. Промысловые индикаторные исследования.

2. Оценка объёмов сверхпроницаемых пропластков.

2.1. Расчёт промысловых кривых «количество извлечённого индикатора время» для каждой контрольной добывающей скважины.

2.2. Анализ распределения нагнетаемой воды и воздействия нагнетательных скважин на обводнённость добывающих скважин.

Если по результатам второго этапа общий объём нагнетаемой воды, перемещаемой в пласте на аномально высоких скоростях (свыше 5 м/сут), оказывается достаточно высоким (более 8-10%), то этот факт определяет необходимость оценки адекватности существующей ПДГТМ нефтяной залежи.

3. Оценка адекватности существующей ПДГТМ нефтяной залежи.

3.1. Гидродинамическое моделирование процесса фильтрации воды, нефти и индикатора на существующей гидродинамической модели.

3.2. Расчёт модельных кривых «количество извлечённого индикатора - время» для каждой добывающей скважины.

3.3. Сравнение промысловых и модельных кривых «количество извлечённого индикатора - время».

Если среднеквадратичное отклонение модельных и промысловых кривых «количество извлечённого индикатора - время» не превышает 10% делается вывод о том, что существующая гидродинамическая модель соответствует реальному объекту разработки в пределах допустимой погрешности, т.е. адекватна.

В противном случае необходимо уточнение существующей ПДГТМ залежи нефти.

4. Расчет усредненных фильтрационных параметров сверхпроницаемых пропластков (значения эффективной проницаемости, объёма и производительности) с целью возможности уточнения гидродинамической модели исследуемого объекта.

Включение выделенных сверхпроницаемых пропластков в существующую ПДГТМ и адаптация фильтрационной модели требует проведения специального расширенного комплекса ГИС для возможности привязки пропластков по глубине разреза скважин.

Стоит также отметить, что при длительных индикаторных исследованиях возможно и уточнение фильтрационных параметров основной мощности пласта.

В шестом разделе описаны результаты апробации методики оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований.

Описанная методика была опробована на одном нефтяном месторождении Западной Сибири (задействовано более 40% нагнетательного и более 70% добывающего фонда скважин, 5 различных индикаторов закачаны в 12 нагнетательных скважин).

По результатам первичной интерпретации промысловых индикаторных исследований установлено, что 13% нагнетаемой в 12 (из 28-ми) скважин воды перемещается в пласте на аномально высоких скоростях (свыше 15 м/сут).

Данные интерпретации модельных индикаторных исследований были получены путём моделирования фильтрации воды, нефти и индикаторов на существующей фильтрационной модели. Эти результаты сравнивались с данными интерпретации промысловых индикаторных исследований.

В результате применения описанной методики:

выявлены участки интенсивного обводнения добывающих скважин (рис. 10), не учтённые в фильтрационной модели;

показано несоответствие модельных и промысловых скоростей и объёмов перемещения флюидов;

определены зоны несоответствия реальных и модельных гидродинамических связей скважин на высоких скоростях фильтрации;

определены фильтрационные параметры условного высокопроницаемого пропластка (Таблица 6).

рис. 10 Воздействие нагнетательных скважин на обводнённость добывающих. Западная Сибирь. Тестовое месторождение. Пласт Ю1.

таблица 6 Фильтрационные параметры условного высокопроницаемого пропластка. Западная Сибирь. Тестовое месторождение. Пласт Ю В седьмом разделе приведены основные выводы по результатам исследований, описанным в третьей главе.

Сформулировано второе защищаемое положение: разработанная технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов обеспечивает значительное повышение качества интерпретации за счет минимизации ошибки обработки данных и возможность массовых исследований за счет автоматизации первичной интерпретации результатов.

Сформулировано третье защищаемое положение: уточнение существующей ПДГТМ нефтяной залежи возможно по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований (учёт соответствия гидродинамических связей нагнетательных и добывающих скважин и объёмов переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления) с привлечением данных специального расширенного комплекса ГИС.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Усовершенствована технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов:

1.1. Разработано методическое обеспечение на основе моделирования двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости в слоистонеоднородном поровом, зонально-неоднородном поровом и трещиновато-поровом пластах. Определены возможности и разрешающая способность индикаторного метода.

1.2. Создана методика выбора параметров индикаторных исследований (начальной концентрации и необходимого количества меченого вещества, частоты отбора проб и продолжительности исследований). Позволяет достигнуть экономического эффекта путём минимизации эксплуатационных расходов при проведении полевых индикаторных исследований.

1.3. Создана методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели. Позволяет количественно оценивать объёмы сверхпроницаемых пропластков в комплексе по участку исследований и по пласту в целом.

1.4. Создана методика оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных. Позволяет уточнять существующую ПДГТМ залежи нефти (при условии привлечения данных специального расширенного комплекса ГИС).

1.5. Разработана программа для ЭВМ “Программный комплекс «ИНДИКАТОР»

для гидродинамического моделирования фильтрации меченых жидкостей и интерпретации данных трассерных исследований” [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005611373, 8 июня 2005].

1.6. Разработан технологический регламент применения индикаторных методов регулирования и контроля разработки нефтяных месторождений.

1.7. Разработана первая редакция проекта национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения. Правила индикаторных исследований залежей».

2. Усовершенствование технологии индикаторных исследований позволило расширить круг решаемых задач при изучении фильтрационных потоков с помощью меченых веществ.

3. Описанная технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов была успешно опробована на 50 участках 9 месторождений Западной Сибири и Среднего Поволжья.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Данилова Е.А., Чернокожев Д.А. Применение компьютерной технологии экспресс-анализа и интерпретации результатов трассерных исследований для определения качества выработки нефтяных пластов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело»: http://www.ogbus.ru/authors/Danilova/Danilova_1.pdf, 2007;

2. Хозяинов М.С., Чернокожев Д.А. Компьютерное моделирование фильтрации меченой жидкости с целью уточнения геологической модели эксплуатируемого нефтяного пласта // Каротажник. – 2004. – № 116-117;

3. Хозяинов М.С., Чернокожев Д.А. Трассерные фильтрационные исследования нефтяных залежей с целью уточнения гидродинамической модели пласта // Сборник трудов кафедры общей и прикладной геофизики Университета «Дубна». М.: РАЕН, 2007;

4. Чернокожев Д.А. Интерпретация результатов компьютерного моделирования фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости для зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного нефтяного пласта-коллектора // Геоинформатика. – 2004. – №1;

5. Чернокожев Д.А. Использование меченых жидкостей для изучения и контроля разработки нефтяных залежей // «Наука – образование - отрасли народного хозяйства - профессия (потенциал Подмосковья)» : тезисы докладов межвузовской научнопрактической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых ученых. Дубна: Университет «Дубна», март 2005;

6. Чернокожев Д.А. Оценка адекватности фильтрационных моделей по результатам трассерных исследований // Компьютерный сборник тезисов Международной конференции геологов и геофизиков «Тюмень-2007». Тюмень, декабрь 2007;

7. M.S. Khozyainov, D.A. Chernokozhev Simulation of tracer filtration for investigation and production control at oil reservoirs // XXI International Symposium on Nuclear Electronics & Computing (NEC`2007), Varna, Bulgaria. Abstracts. – Dubna: JINR, 2007;