Регулирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии с помощью боковых стволов
УДК 622.276.1/.4 На правах рукописи
ТОКАРЕВА ТАТЬЯНА ВАСИЛЬЕВНА
регулированиЕ разработки нефтяных месторождений на ПОЗДНЕЙ стадии С ПОМОЩЬЮ БоковыХ стволОВ
25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа - 2011
Диссертация выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно – производственная фирма «Геофизика».
| Научный руководитель: | доктор геолого – минералогических наук, профессор Токарев Михаил Андреевич | |
| Официальные оппоненты: | доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич | |
| кандидат технических наук, доцент Васильев Владимир Ильич | ||
| Ведущая организация: | Государственное автономное научное учреждение Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Академии наук Республики Башкортостан (ГАНУ ИНТНМ АН РБ) |
Защита диссертации состоится 23 декабря 2011 года в 16 00 часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно – производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».
Автореферат разослан «22» ноября 2011г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
д-р хим. наук Д.А. Хисаева
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
Текущее состояние нефтедобывающего комплекса России характеризуется постоянным падением уровня добычи нефти и ухудшением качественного состояния сырьевой базы. Большинство крупных высокопродуктивных месторождений старых нефтедобывающих регионов находятся на завершающей стадии разработки, текущие значения коэффициента извлечения нефти (КИН) близки к проектному конечному КИН. Однако и по этим объектам имеются зоны с остаточными запасами, слабо охваченные разработкой. Несмотря на то, что общий объем неохваченных разработкой запасов небольшой, вовлечение их в разработку позволяет продлить экономически рентабельную эксплуатацию месторождений на поздней стадии разработки. Остаточные неохваченные разработкой запасы могут быть приурочены к локальным осложнениям на структуре объекта разработки и в значительной мере к зонам с высокой геологической неоднородностью. Все это вызывает необходимость разработки новой стратегии работ по повышению эффективности эксплуатации нефтяных месторождений.
В настоящее время одним из путей решения проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии является бурение боковых стволов (БС). На ряде месторождений России уже пробурено довольно много боковых стволов из основных скважин, но имеющийся опыт бурения и эксплуатации боковых стволов практически не обобщен. Поэтому актуальной задачей является выработка единой, научно обоснованной методики эффективности бурения боковых стволов. В данной работе на основе комплексного анализа эксплуатации скважин с боковыми стволами, построенного на детализации геологического строения, геофизических исследований, изучения процесса обводнения и выработки запасов, разработана методология оценки эффективности системного разбуривания объектов на поздней стадии с помощью боковых стволов. Построены статистические модели и составлен алгоритм эффективного прогнозирования местоположения БС. Основой промыслового материала для анализа послужили данные по 61 боковому стволу, пробуренному на пласт DII Туймазинского нефтяного месторождения.
Все вышесказанное определяет актуальность решаемой проблемы.
Цель диссертационной работы – совершенствование регулирования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии путем оптимизации выбора участков для бурения боковых стволов на базе научно-методического подхода, основанного на обобщении опыта эксплуатации БС.
Объект исследования - боковые стволы, бурящиеся с целью вовлечения в разработку выявленных остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти или слабо дренируемых участков залежей при разработке месторождений на завершающей стадии.
Предмет исследования - обводненные залежи нефти на завершающей стадии разработки с большой историей эксплуатации.
Основные задачи исследования
1. Обоснование бурения боковых стволов как эффективного способа регулирования разработки месторождений на завершающей стадии путем вовлечения остаточных невыработанных извлекаемых запасов в активную разработку.
2. Оценка влияния геологической неоднородности на продуктивность боковых стволов. Прогнозирование участков для бурения боковых стволов с учетом комплексного показателя геологической неоднородности (экспресс-методика).
3. Построение адекватной регрессионной модели для прогнозирования технологической эффективности эксплуатации боковых стволов.
4. Разработка методических подходов построения комплексной карты «желательности» с целью выявления перспективных участков для забуривания боковых стволов и подтверждение на данной карте выбранных кандидатов.
Методы исследования
- Геолого-промысловый анализ результатов эксплуатации боковых стволов на разных эксплуатационных объектах месторождений республики Башкортостан.
- Статистический анализ результатов эксплуатации БС и математическое моделирование прогнозирования эффективности бурения новых БС.
- Картопостроение в программном комплексе «BNView», эксплуатирующемся в ОАО АНК «Башнефть». Построение карт по данным постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) с помощью программного комплекса «Resview» компании Roxar.
Научная новизна
1. Обоснован комплекс из одиннадцати геолого-технологических и гидродинамических параметров, рекомендованный для выбора положения точек бурения новых боковых стволов и использованный для создания регрессионных моделей оценки эффективности бурения БС.
2. Предложена методика проверки обоснованности выбора участков (зон) для бурения БС на основе комплексной карты «желательности», полученной при ранжировании зон на картах текущей выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, текущей обводненности.
Основные защищаемые научные положения
1. Определение перспективных участков для бурения боковых стволов на основе карты комплексного показателя неоднородности по скважинам (экспресс-методика).
2. Регрессионная модель расчета эффективности и прогнозирования боковых стволов по данным пробуренных на пласт DII Туймазинского месторождения боковых стволов.
3. Проверка обоснованности выбранного местоположения боковых стволов с использованием комплексной карты «желательности», полученной при ранжировании зон с помощью карт текущей выработки запасов нефти, карт остаточных нефтенасыщенных толщин и карт текущей обводненности.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций
Достоверность результатов диссертационного исследования обеспечивается высокой степенью сходимости рассчитанных по построенным математическим моделям данных по добыче нефти, обводненности, системного бурения боковых стволов с фактическими показателями БС. Достоверность результатов по выбору благоприятных зон для бурения боковых стволов с помощью карт «желательности» подтверждена сравнительным анализом с картами остаточных удельных подвижных запасов на основе ПДГТМ.
Практическая значимость и реализация результатов работы
1. Апробирована экспресс–методика определения перспективных участков для бурения боковых стволов на основе комплексного показателя геологической неоднородности на залежи пласта DII Туймазинского месторождения.
2. На основе регрессионных моделей рассчитаны технологические показатели (годовая добыча нефти, накопленная добыча нефти за первые три года эксплуатации, обводненность продукции) кандидатов для бурения боковых стволов на пласт DII Туймазинского месторождения.
3. Разработана методика проверки обоснованности выбранного местоположения забоя бокового ствола на основе комплексной карты «желательности», которая апробирована на залежи пласта DII Туймазинского месторождения для подбора кандидатов под зарезку боковых стволов (6 БС).
4. Проведен анализ динамики показателей разработки (добыча нефти и жидкости, обводненность) по 268 БС, пробуренным на месторождениях республики Башкортостан (Туймазинское, Ардатовское, Арланское, Алкинское, Серафимовское, Уршакское), на основе которого сделаны следующие выводы:
- динамика выработки остаточных запасов боковыми стволами с 1 м перфорированной толщины на терригенной толще девона (ТТД) характеризуется высокими темпами по сравнению с боковыми стволами на терригенной толще нижнего карбона (ТТНК), что позволяет рекомендовать БС на ТТД для эффективного доизвлечения остаточной нефти в короткий период времени;
- динамика добычи нефти БС на ТТНК обладает стабильным уровнем и плавным ростом обводненности в течение 14 лет эксплуатации, что обосновывает целесообразность бурения и эксплуатации БС на ТТНК с целью продления срока эксплуатации объектов, находящихся на завершающих стадиях разработки.
Личный вклад автора
В работе соискателю принадлежат: обоснование выбора комплекса геолого-технологических и гидродинамических параметров для создания регрессионных моделей, анализ промыслового материала и геологического строения продуктивных объектов по пробуренным БС на месторождениях республики Башкортостан, создание адекватных регрессионных моделей, разработка методики построения комплексной карты «желательности».
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: научно-практической конференции «60 лет девонской нефти» (г.Октябрьский, сентябрь 2004г.); VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России (г.Уфа, май 2009г.); третьей международной конференции молодых ученых и студентов «Новые направления исследований в науках о Земле» (г.Баку, октябрь 2009г.); научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, май 2010г.); а также на технических советах и семинарах ОАО НПФ «Геофизика», ОАО АНК «Башнефть», ООО «БашНИПИнефть».
Публикации
По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 4 работы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов. Работа представлена на 166 страницах машинописного теста, содержит 70 рисунков и 17 таблиц, список использованных источников включает 120 наименований.
Автор считает своим долгом выразить особую признательность и искреннюю благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору М.А. Токареву за содействие и постоянное внимание к работе на всех этапах подготовки диссертации. Также автор благодарит специалистов геологической службы НГДУ «Туймазанефть» ОАО АНК «Башнефть» за постановку задач в области регулирования разработки на поздней стадии, помощь в анализе и предоставлении геолого-промысловых данных.
Содержание работы
Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель, основные задачи исследования и научная новизна, показана практическая значимость полученных результатов.
В первой главе предложено в качестве способа регулирования разработки месторождений на завершающей стадии - бурение боковых стволов в старом фонде согласно классификации профессора Р.Х. Муслимова.
Рассмотрены и обобщены результаты бурения боковых стволов на месторождениях России и зарубежья. Сделаны следующие выводы: во-первых, боковые стволы бурились на разные стратиграфические горизонты, типы пород и характеризуются высокими начальными дебитами нефти, средней обводненностью; во-вторых, для управления процессом разработки существуют различные технологии, однако вовлечь в разработку слабо вырабатываемые участки, не меняя систему размещения скважин, можно только с помощью бурения боковых стволов. Срок окупаемости боковых стволов в два раза короче по сравнению с новыми пробуренными скважинами.
При планировании дорогостоящих операций, таких как бурение боковых стволов, необходимо всестороннее изучение геолого-промысловых условий на том участке, где находится выбранная для зарезки БС скважина. Не исключены варианты, когда после успешного технического проведения работ так и не удается достичь желаемого результата. В литературных источниках приводятся различные данные по эффективности применения боковых стволов (накопленная добыча на один БС, начальные и текущие дебиты нефти, жидкости, обводненности), но вопрос выбора местоположения БС до конца не решен.
В настоящее время также отсутствует оценка эффективности эксплуатации БС в зависимости от геолого-промысловой и геолого-физической характеристики продуктивного пласта. Проблемы, связанные с эффективностью выработки запасов при различных геологических условиях и различной дифференциации объемных запасов приходящихся на скважину рассматривались в работах: В.Е. Андреева, М.М. Ивановой, Ю.А. Котенева, Е.В. Лозина, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Муслимова, М.А. Токарева, Э.М. Халимова, Р.С. Хисамова, Н.И. Хисамутдинова, В.Н. Щелкачева и других. Весомой вклад в разработку и совершенствование технологии бурения боковых стволов внесли: Р.М. Гилязов, А.Г. Калинин, Н.Ф. Кагарманов, Г.С. Рамазанов, А.Ш. Янтурин и другие. Теме бурения боковых стволов на месторождениях Южно-Китайского моря, Канады, Западного Техаса, ОАЭ, Индии посвящены работы зарубежных авторов: Тревор Дафресн, Brent Emerson, Make Cure, Richard White и другие.
Таким образом, при планировании БС имеется ряд вопросов, требующих изучения, и возможные пути решения этих вопросов рассмотрены в диссертации на примере месторождений республики Башкортостан.
Во второй главе проведен анализ результатов эксплуатации боковых стволов на разных продуктивных горизонтах месторождений республики Башкортостан. Определены геолого-статистические характеристики пласта DII Туймазинского месторождения.
Обработка технологических показателей проведена по 156 боковым стволам, эксплуатирующим ТТД с 1998 года, и 112 БС, эксплуатирующим ТТНК с 1997 года. Годовые показатели эксплуатации боковых стволов группировались таким образом, чтобы сравнить добычу нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной толщины и обводненность в первые и последующие годы работы БС. На рис. 1 представлена годовая добыча нефти с 1 м перфорированной толщины в абсолютных отметках и среднегодовая обводненность боковых стволов, пробуренных на ТТНК (Туймазинское, Ардатовское, Арланское) и ТТД (Туймазинское, Серафимовское, Алкинское, Уршакское) месторождений Башкортостана.
Рисунок 1 – Динамика добычи нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной толщины и динамика обводненности боковых стволов, эксплуатирующихся на ТТД и ТТНК месторождений Башкортостана
Условные обозначения: 
- добыча нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной ТТНК Туймазинского и Ардатовского месторождений, 
- добыча нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной ТТНК Арланского месторождения, 
- добыча нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной ТТД, 
- обводненность добываемой продукции из БС по ТТНК Туймазинского и Ардатовского месторождений, 
- обводненность добываемой продукции из БС по ТТНК Арланского месторождения, 
- обводненность добываемой продукции из БС по ТТД, 
- количество БС, эксплуатирующихся на ТТНК Туймазинского и Ардатовского месторождений, 
- количество БС, эксплуатирующихся на ТТНК Арланского месторождения, 
- количество БС, эксплуатирующихся на ТТД.
Проведенный анализ данных и построенная на его основе динамика показателей БС позволяют сделать следующие выводы:
1) уровень добычи нефти из БС на ТТНК характеризуется высокими темпами в первые годы эксплуатации и устойчивыми - в последующие годы;
2) добыча нефти из БС на ТТД снижается с каждым годом более быстро; снижение динамики добычи нефти по БС на ТТД в сравнении с добычей на ТТНК объясняется свойствами пластовых нефтей: нефти девонских отложений являются легкими, маловязкими, с высокой газонасыщенностью, а нефти «угленосных» отложений – тяжелые, высоковязкие;
3) обводненность продукции из БС на ТТД к 5-му году эксплуатации достигает 90% и продолжает расти в последующие годы, приближаясь к полному обводнению; к 13-му году эксплуатации обводненность добываемой жидкости достигла 98,9%;
4) обводненность добываемой продукции на ТТНК Туймазинского и Ардатовского месторождений невысокая в течение 9 лет эксплуатации (порядка 36,5 – 73,5%) и продолжает расти в последующие годы; обводненность продукции БС на ТТНК Арланского месторождения характеризуется высоким уровнем в первые годы эксплуатации (80,7 – 85,4%) и последующим плавным ростом.
Полученные выводы по результатам эксплуатации боковых стволов могут использоваться при принятии решений о зарезке БС.
С целью выбора эксплуатационного объекта для дальнейшего изучения кратко рассмотрена история эксплуатации Туймазинского нефтяного месторождения, которое является не только первым крупным месторождением в регионе, но также своеобразным полигоном, на котором испытывались многие технологические решения, оборудование различного назначения, приборы. В осуществлении рациональной довыработки остаточных запасов нефти на Туймазинском месторождении заметная роль принадлежит бурению с 1996 года боковых стволов из скважин, вышедших из эксплуатационного фонда из-за технического состояния или обводненности. В настоящее время (на 01.07.2011г.) на месторождении пробурено 203 БС, из которых 186 перебывали в эксплуатации. Накопленная добыча нефти из БС составляет 1 198,5 тыс. т, жидкости 8 491,3 тыс.т, накопленный ВНФ 6,01 т/т. По текущим результатам, на один БС приходится 6,2 тыс.т накопленной добычи нефти. В целом в годовой добыче по месторождению 20% приходится на добычу из БС.
Для анализа выбрана залежь нефти пласта DII в терригенном девоне, по которому достигнут высокий коэффициент нефтеотдачи (0,505) при проектном - 0,511. На завершающей стадии разработки особенно актуальной становится проблема выявления зон и участков слабодренируемых подвижных запасов нефти.
До настоящего времени при проектировании боковых стволов не учитывалась геологическая неоднородность продуктивных объектов. По пласту DII проведено изучение геологической неоднородности, с помощью методов математической статистики определены геолого-статистические характеристики пласта DII и комплексный показатель неоднородности по северной и южной частям залежи. Аналитическое выражение комплексного показателя неоднородности имеет следующий вид:
, (1)
где Wm, Wкн - коэффициенты вариации соответственно пористости и нефтенсыщенности;
М(hэф), М(hпр) – математическое ожидание соответственно нефтенасыщенной толщины и толщины пропластков. В табл. 1 представлены геолого-статистические характеристики пласта DII, из которых следует, что комплексный показатель неоднородности на северной части залежи больше, чем на южной.
Таблица 1 - Геолого-статистические характеристики пласта DII
| Зона пласта DII | Нефтенасыщенная толщина | Пористость пласта | Нефтенасыщенность пласта | Коэффициент расчлененности, Kр | Комп-лексный показатель неоднород-ности, Kнеод | |||||
| M(hнеф), м | M(hпр), м | M(m), % | Wm | M(kн),% | Wkн | |||||
| Юг | 15,56 | 8,93 | 20,97 | 1,86 | 8,88 | 86,52 | 7,99 | 9,215 | 2,33 | 0,588 |
| Север | 11,08 | 6,37 | 20,37 | 2,81 | 13,74 | 80,19 | 7,42 | 9,229 | 2,15 | 1,796 |
По классификации Г.М. Золоевой пласт DII Туймазинского месторождения относится к третьему иерархическому уровню, т.е. гидродинамически связанный пласт, состоящий из сложного сочетания песчаных пропластков, сливающихся между собой, расчленяющихся и выклинивающихся как по толщине, так и по площади. По величине показателя Кнеод выявляются застойные зоны и слабодренируемые участки залежи.
Таким образом, анализ опыта эксплуатации боковых стволов на месторождениях РБ способствует развитию методических основ регулирования поздней стадии разработки залежей и является базой для планирования бурения БС на перспективу.
В третьей главе проведен анализ технологических особенностей бурения боковых стволов, а также влияния направления изменения пластового давления и геологической неоднородности на эффективность бурения боковых стволов. Изложена последовательно технология зарезки и бурения БС от подготовки геолого-промысловой информации до освоения бокового ствола.
Промысловая эффективность эксплуатации боковых стволов проанализирована с учетом гидродинамической связи с нагнетательными скважинами и направлений фильтрационных потоков на дату планирования БС по двум участкам пласта DII:
а) на юге залежи, в нефтяной (НЗ) и водонефтяной зоне (ВНЗ), на заводненной, хорошо выработанной площади;
б) на севере в чисто ВНЗ с менее интенсивной системой разработки.
Сделаны следующие выводы:
- показатели эксплуатации БС, пробуренных на заводненных, хорошо выработанных площадях, по добыче нефти низкие;
- показатели эксплуатации БС, пробуренных на участке ВНЗ, с менее интенсивной системой разработки, характеризуются высокими уровнями добычи нефти;
- боковые стволы, вскрывшие обводненные и низкодебитные интервалы пласта, согласно направлениям линий тока пластовых флюидов, находятся в промытых участках залежи.
Для оценки влияния геологической неоднородности на эффективность бурения боковых стволов построена карта изменения коэффициента неоднородности (Кнеод) по 369 скважинам пласта DII Туймазинского месторождения. Согласно построенной карте Кнеод юго-западная часть пласта DII является однородной, так как верхняя пачка пласт DIIвх в этом районе не замещается глинистыми алевролитами и аргиллитами, а основная пачка DIIосн является однородной с равномерной небольшой толщиной по сравнению со всей залежью. Северная ВНЗ пласта DII характеризуется наибольшей геологической неоднородностью, так как коллекторы пласта DIIвх часто замещаются глинистыми алевролитами, а мощный DIIосн разделен до 4-х прослоев. На рис. 2 представлен участок карты изменения Кнеод по скважинам ВНЗ пласта DII, на который пробурено 7 боковых стволов.
Рисунок 2 - Участок карты изменения Кнеод по скважинам ВНЗ пласта DII.
Условные обозначения: 
- внешний контур нефтеносности;
- внутренний контур нефтеносности; 
- Кнеод < 2; 
- Кнеод = 2-4; 
- Кнеод = 4-6;
- Кнеод =6-8; 
- Кнеод > 8.
По карте геологической неоднородности проведен анализ эффективности пробуренных боковых стволов. Боковые стволы на участке залежи с высоким коэффициентом геологической неоднородности подтверждают наличие невыработанных остаточных запасов своей высокой накопленной добычей нефти. БС 1525с1 и 1600с1 пробурены на участке с Кнеод >6; 424с1 из менее однородной в сторону более неоднородной зоны, с Кнеод >4; 2379с1 пробурен в чисто нефтяной зоне, но рядом с зоной замещения, что характеризует высокую геологическую неоднородность пласта; 1308с1 - в районе Кнеод >2. БС 1885с1, вскрывший обводненную часть пласта, пробурен на более однородном участке, где Кнеод <2, что подтверждает отсутствие застойных зон. БС 159с1 пробурен в районе с меньшим показателем геологической неоднородности Кнеод <2. Отсутствие тупиковой зоны в районе БС 159с1 подтверждают невысокие уровни накопленной добычи нефти - 1,5 тыс. т. Все новые добывающие скважины в рассматриваемом районе пробурены на участках с высоким коэффициентом геологической неоднородности и характеризуются высокими уровнями добычи нефти.
Для оценки промышленных (кондиционных) свойств пласта DII и ввиду небольшого процента охвата скважин гидродинамическими исследованиями предлагается использовать косвенный метод оценки продуктивности, учитывающий Кнеод и коэффициент удельной продуктивности К’прод, оцениваемый в т/(сут·МПа·м). Коэффициенты удельной продуктивности первого года работы были определены для 72 новых скважин и боковых стволов, пробуренных за последние 12 лет на пласт DII. К’прод группировались и усреднялись для групп скважин с одинаковой геологической неоднородностью. Полученная зависимость К’прод=f(Кнеод) представлена на рис. 3.
Рисунок 3 - Зависимость коэффициента удельной продуктивности К’прод от коэффициента неоднородности Кнеод пласта DII Туймазинского месторождения.
В данной главе установлено, что основные запасы высокопродуктивных, однородных пластов площадного распространения выработаны, а неоднородные, прерывистые низкопроницаемые коллекторы становятся основным источником обеспечения добычи нефти. Предлагается оценивать по картам геологической неоднородности коэффициенты неоднородности на участках залежи, а по зависимости К’прод=f(Кнеод) - продуктивность и возможные дебиты на изучаемых участках. В этом состоит экспресс-метод выявления геологически неоднородных участков, в которых вероятно содержится остаточная нефть.
В четвертой главе на основании математического моделирования построены адекватные регрессионные модели для обоснования выбора участков с целью бурения боковых стволов.
На производительность боковых стволов, обводненность продукции оказывают влияние различные геолого-промысловые и технологические факторы: положение забоя БС относительно основного ствола, геологическое строение вскрываемых объектов, промысловые показатели эффективности работы окружающих скважин, геологические запасы, приходящиеся на анализируемый участок и т.д. Показателями эффективной и рентабельной работы боковых стволов или характеристиками изучаемых параметров Y1, Y2...,Yi являются добыча нефти и обводненность добываемой продукции из БС. Для изучения степени влияния технологических, геолого-промысловых параметров на эффективность эксплуатации бокового ствола были выбраны 11 наиболее критериальных независимых параметров, которые определялись по фактическим данным. Исходные параметры (отклики и регрессоры) для статистического моделирования эффективности бурения боковых стволов представлены в табл. 2.
Таблица 2 – Исходные параметры (отклики и регрессоры) для статистического моделирования эффективности бурения боковых стволов
| Y/X | Определение откликов/регрессоров | |
| Y1 | Накопленная добыча нефти по данному боковому стволу (БС) за год после освоения на 1 м перфорированной толщины, т | |
| Y2 | Обводненность продукции по результатам освоения, %, весовая | |
| Y3 | Обводненность продукции в первые месяцы работы после освоения, %, весовая | |
| Y4 | Кпрод БС по нефти после освоения (первые месяцы работы БС), т/сутатм | |
| Y5 | Накопленная добыча нефти по БС за первые 3 года, т | |
| Y6 | Среднегодовая добыча нефти по БС за первые 3 года (Qн(3года)/3), т | |
| Y7 | Обводненность первого года работы, % весовая | |
| X1 | Фактическое смещение забоя от устья (определено при замере инклинометрии), м | |
| X2 | Расстояние БС от основного (определено по координатам забоев), м | |
| X3 | Кнеод – комплексный показатель неоднородности по анализируемому участку | |
| X4 | Красчл – коэффициент расчлененности по анализируемому участку | |
| X5 | Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам анализируемого участка Mhпл, м | |
| X6 | Средняя пористость проницаемых пластов рассматриваемого участка Mm, % | |
| X7 | Геологические запасы, приходящиеся на одну скважину анализируемого участка Qгеол, т. | |
| X8 | Градиент давления Г, МПа/м | |
| X9 | Коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по анализируемому участку, т/т | |
| X10 | ВНФ накопленный (Qв/Qн в пластовых условиях) по анализируемому участку, м3/м3 | |
| X11 | ВНФ годовой (qв/qн в пластовых условиях) по анализируемому участку, м3/м3 | |
Математическое моделирование результатов ввода боковых стволов в эксплуатацию проведено на примере боковых стволов, эксплуатирующих пласт DII муллинского горизонта Туймазинского месторождения.
Для повышения достоверности модели проведен статистический анализ с исключением из общей выборки резко выделяющихся наблюдений. Это в основном, боковые стволы, не давшие по разным причинам притока нефти (вскрыт обводненный пласт, водонефтенасыщенный интервал) и не вступавшие в эксплуатацию, а также резко обводнившиеся боковые стволы со сроком эксплуатации менее 1,5 года. Окончательный расчет проведен по 41 экспериментам. Стандартизированные регрессионные модели для прогнозирования технологической эффективности эксплуатации боковых стволов имеют вид:
(2)
Значения коэффициентов 
(i=1,…,7, j=0,…,11) для всех Yi представлены в табл. 3.
Таблица 3 – Коэффициенты стандартизированных регрессионных моделей для прогноза технологической эффективности боковых стволов
| Модель | Отклики | |||||||
| Y1 | Y2 | Y3 | Y4 | Y5 | Y6 | Y7 | ||
| Коэффициенты при параметрах | Св. член | 1418.5 | 51.93 | 59.78 | 0.21 | 3370.6 | 1139.51 | 62.37 |
| X1 | -4134.7 | 52.14 | -10.84 | -0.13 | -7200.2 | -2361.13 | -14.58 | |
| X2 | -1999.0 | 35.23 | 29.09 | -0.48 | -4389.7 | -1456.80 | 32.94 | |
| X3 | -2728.8 | 6.66 | 71.52 | -0.41 | -5197.2 | -1193.49 | 55.82 | |
| X4 | 833.9 | 40.05 | 41.40 | -0.14 | 2704.7 | 790.95 | 44.89 | |
| X5 | -931.1 | 26.46 | 58.75 | -0.24 | -4668.1 | -1347.33 | 16.02 | |
| X6 | 601.6 | -90.67 | -19.45 | 0.00 | 3551.0 | 1177.22 | -8.22 | |
| X7 | -5544.4 | 87.80 | 78.14 | -0.05 | -12261.9 | -4100.00 | 94.80 | |
| X8 | -4767.7 | 80.08 | 105.57 | -0.41 | -7632.5 | -2504.03 | 98.15 | |
| X9 | -2081.2 | 10.83 | 22.98 | 0.19 | -4475.8 | -1455.18 | 24.33 | |
| X10 | -471.6 | 30.39 | 39.79 | 1.03 | -3918.7 | -1400.40 | 24.54 | |
| X11 | -38.1 | 50.56 | -11.10 | -0.23 | -1997.7 | -719.78 | 3.57 | |
| R | 0,73 | 0,60 | 0,72 | 0,60 | 0,75 | 0,75 | 0,71 | |
Для оценки качества полученных моделей используется статистический анализ коэффициента множественной корреляции R. На основании расчета фактических значений F-критерия распределения Фишера, t–распределения Стьюдента, доверительной оценки коэффициента корреляции и их сравнения с соответствующими табличными критическими значениями был сделан вывод о том, что коэффициенты множественной корреляции R для всех откликов являются значимыми (Ri > Rкр, i=1,…,7). Таким образом, построенные модели являются адекватными, т. е. достоверно описывают отклики как функции регрессоров.
На рис. 4 представлен кросс-плот откликов накопленной добычи нефти по БС за первые 3 года эксплуатации (Y5) для фактических и рассчитанных значений, указывающих высокую сходимость.
Рисунок 4 –Кросс-плот откликов накопленной добычи нефти по БС за первые 3 года эксплуатации (Y5) для фактических и рассчитанных по регрессионной модели значений экспериментов
Для качественной сверки полученных результатов по регрессионным уравнениям проведена процедура сопоставления показателей, рассчитанных по ним, с фактическими данными. Сравнение расчетных и фактических откликов представлено в табл. 4.
Таблица 4. – Сравнение расчетных и фактических значений откликов
| Сравнение | Отклики | ||||||
| Y1 , т (сумма) | Y2 , % (среднее) | Y3 , % (среднее) | Y4, т/сут*атм (среднее) | Y5, т (сумма) | Y6, т (сумма) | Y7, % (среднее) | |
| Расчет по модели | 58160 | 52 | 60 | 0,21 | 138193 | 46720 | 62 |
| Факт | 58619 | 52 | 60 | 0,21 | 140201 | 47343 | 62 |
Для прогнозирования бурения боковых стволов на залежи пласта DII Туймазинского месторождения была подготовлена геолого-промысловая основа и выбраны участки для бурения 6 БС согласно перечню регрессоров. Стандартизированные значения регрессоры вводились в регрессионные модели для прогноза технологической эффективности боковых стволов. Результаты рассчитанных значений откликов по прогнозируемым боковым стволам представлены в табл. 5.
Таблица 5 - Результаты расчета откликов по прогнозируемым боковым стволам
| п/п | № БС | Отклики | ||||||
| Y1 | Y2 | Y3 | Y4 | Y5 | Y6 | Y7 | ||
| 1 | 3215с1 | 1829.7 | 44 | 33 | 0.32 | 4309.6 | 1417.9 | 36 |
| 2 | 2410с1 | 2900.1 | 33 | 19 | 0.23 | 6358.5 | 2095.8 | 26 |
| 3 | 3330с1 | 3793.6 | 21 | 37 | 0.19 | 8242.2 | 2900.7 | 40 |
| 4 | 1303с1 | 3878.7 | 27 | 32 | 0.39 | 7707.9 | 2752,8 | 32 |
| 5 | 1786с1 | 3455.0 | 26 | 22 | 0.23 | 7371.7 | 2513.6 | 30 |
| 6 | 1576с1 | 2197.9 | 4 | 20 | 0.24 | 5335.8 | 1805.5 | 28 |
| Итого | 18055.0 | 26 | 27 | 0.27 | 39325.7 | 10733.5 | 32 | |
По результатам, полученным с помощью регрессионной модели, для запланированных 6 боковых стволов накопленная добыча нефти за первые 3 года (отклик Y5) будет составлять 39325.7т, а за первый год эксплуатации (отклик Y1) – 18055 т, что является существенным вкладом в общий объем добычи по данному пласту. Добываемая жидкость характеризуется невысокой обводненностью в первые месяцы работы БС (Y3) и в первый год (Y7).
Таким образом, в данной главе:
- разработана математическая модель показателей эффективности эксплуатации БС в виде системы регрессионных уравнений, которая является действенным средством при оперативном прогнозировании эффективности эксплуатации боковых стволов;
- для повышения эффективности доразработки залежи нефти пласта DII Туймазинского месторождения предложено местоположение проектных боковых стволов и проведены расчеты прогнозных технологических показателей по регрессионным моделям.
В пятой главе для прогнозирования выбора местоположения боковых стволов предлагается построение комплексной карты «желательности» (целесообразности), получаемой при ранжировании зон на картах: текущей выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин и текущей обводненности.
Для прогноза эффективности геолого-технологических мероприятий существуют различные методики выбора объектов и обоснования адресного воздействия, но наборы исходной информации различны.
Построение карты «желательности» выполнено по данным анализируемого пласта DII Туймазинского месторождения в программном комплексе «BN-View», применяемом в ОАО АНК «Башнефть» с 2010г.
При построении соответствующей карты «желательности» учитываются наши представления о перспективности выбора участка для планирования БС. Принята пятиранговая градация факторов, представленная в табл. 6.
Таблица 6 – Ранговая градация для построения карты «желательности»
| Параметр | Значение параметра | ||||
| Ранг | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ОННТ, м | <1.6 0 | 1.6 – 2.0 0.2 | 2.0 – 3.0 0.5 | 3.0 – 4.0 0.8 | >4.0 1 |
| В (выработка запасов), д.ед. | >0.51 0 | 0.51 – 0.4 0.2 | 0.4 – 0.3 0.5 | 0.3 – 0.18 0.8 | <0.18 1 |
| Обводненность, д.ед. | 0.93 – 0.99 0 | - | - | - | <0.93 1 |
В ячейках со значениями параметра в числителе приведено фактическое значение параметра, в знаменателе – ранговое.
Предложены следующие этапы построения комплексной карты «желательности».
1. Построение карты «желательности остаточных нефтенасыщенных толщин» с присвоением рангов толщинам согласно табл. 6. Средняя остаточная нефтенасыщенная толщина (ОННТ) по пласту DII составляет 1.6м, поэтому толщины меньше 1,6 м принято считать неперспективными, и им присвоено значение ранга 0.
2. Построение карты «желательности по выработке запасов» с присвоением рангов выработке согласно табл. 6. Проектный КИН по пласту DII равен 0,511, поэтому участки с выработкой больше 0,511 являются неперспективными и им присвоено значение ранга на карте 0.
3. Построение карты «желательности по обводненности» с присвоением рангов обводненности согласно табл. 6. Среднегодовая обводненность по пласту DII на 01.01.2011г. составляет 93%. Участкам на карте с обводненность от 93 до 100% присвоено значение ранга 0.
4. Построение комплексной карты «желательности» на основе суммирования рангов всех факторов с учетом веса рангового коэффициента каждого фактора. Наибольшая сумма рангов соответствует самому перспективному участку для планирования бурения боковых стволов.
Комплексная карта «желательности» представлена на рис. 4.
Рисунок 4 – Комплексная карта «желательности» на 01.01.2011г.
Условные обозначения:
- шкала желательности, д.ед.; 
- изолинии равных значений; 
- внешний контур нефтеносности.
При помощи построенной карты «желательности» была оценена результативность использования регрессионной модели по выбору участка для прогнозирования бурения боковых стволов. Из 6 запланированных БС 5 боковых стволов расположены на участках с высокой и средней «желательностью».
Заключительным проверочным этапом оценки перспективных участков для бурения боковых стволов является проверка кандидатов по картам удельных подвижных запасов. На базе трехмерной геолого-технологической модели в программном комплексе «Resview» построены 2D карты удельных подвижных запасов нефти.
Запланированные и рассчитанные по регрессионным моделям БС на пласт DII, которые также были оценены на комплексной карте «желательности», проанализированы на карте удельных запасов.
Таким образом, в данной главе:
1) с целью обоснования выбора участков для бурения боковых стволов предложена комплексная карта «желательности», полученная при ранжировании зон на основе карт: текущей выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, текущей обводненности; разработан алгоритм построения карты «желательности»;
2) рекомендована оценка участков для бурения БС на карте удельных подвижных запасов нефти, визуализированной на основе данных ПДГТМ;
3) на основе карты «желательности» и карты удельных подвижных запасов нефти предложено бурение боковых стволов из скважин 2410, 3215, 1576, 1303, 3330.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
- Выполнен анализ и обобщение опыта эксплуатации боковых стволов на месторождениях России и мира, из которого следует, что в настоящее время не существует методик обоснования выбора местоположения БС и отсутствует оценка эффективности эксплуатации БС в зависимости от геолого-промысловых, геолого-физических характеристик продуктивного пласта.
- Проведен анализ динамики выработки остаточных запасов боковыми стволами с 1 м перфорированной толщины на месторождениях республики Башкортостан, на основе которого определены темпы добычи нефти и обводненности по нефтегазоносным толщам ТТНК и ТТД.
- Осуществлен анализ эффективности эксплуатации БС, пробуренных на пласт DII Туймазинского месторождения, на основе: гидродинамической связи с нагнетательными скважинами, направлений фильтрационных потоков, влияния комплексного показателя геологической неоднородности.
- Построена математическая модель показателей эффективности эксплуатации БС в виде системы регрессионных уравнений для ТТД Туймазинского месторождения и групп родственных объектов, позволяющая оценивать влияние геологической неоднородности, величины объемных запасов, приходящихся на скважину, градиент давления и т.д.
- Разработан алгоритм построения комплексной карты «желательности» для оценки целесообразности бурения новых БС.
- Разработан методический подход к комплексному обоснованию и прогнозу эффективности бурения БС на примере пласта DII Туймазинского месторождения, заключающийся в планировании участков для бурения БС на основе: комплексного показателя геологической неоднородности, геолого-промысловой информации, математической модели прогнозирования технологических показателей БС, оценки целесообразности бурения выбранных кандидатов под БС по комплексной карте «желательности», подтверждения запланированных БС на карте удельных подвижных запасов.
Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:
в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:
1. Токарева Т.В. Геолого-промысловое обоснование и эффективность бурения боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений/ Т.В. Токарева// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2010. - №1(79). – С. 15 – 23.
2. Токарева Т.В. Статистическое моделирование результатов ввода в эксплуатацию боковых стволов скважин/ Т.В. Токарева, Н.М. Токарева// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. - №1(83). – С. 32 – 41.
3. Токарева Т.В. Опыт и эффективность бурения, эксплуатации боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2011. - №2. http://www.ogbus.ru/authors/Tokareva/Tokareva_1.pdf. - С. 457-468.
4. Токарева Т.В. Прогнозная оценка эффективности системного бурения боковых стволов на завершающей стадии разработки месторождений с помощью регрессионной модели/ Т.В. Токарева // Нефтегазовое дело. – 2011. – Т.9 №1. – С.79 – 84.
в других изданиях:
5. Токарева Т.В. Поиски новых способов прироста извлекаемых запасов в терригенных отложениях нижнего карбона Александровской площади Туймазинского месторождения/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. научно-практической конференции, посвященной 60 – летию девонской нефти. Уфа. 2004. – С. 31 – 33.
6. Токарева Т.В. Бурение боковых стволов – потенциальный резерв добычи нефти на Туймазинском месторождении/ Т.В. Токарева// Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. – 2009.–Вып. 6.–С. 55–58.
7. Токарева Т.В. Анализ динамики подъема водонефтяного контакта с целью прогнозирования добычи нефти и фонда эксплуатационных скважин и боковых стволов/ Т.В. Токарева// Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. – 2009. – Вып. 6. – С. 106 – 108.
8. Токарева Т.В. Выбор положения боковых стволов с учетом геологической неоднородности (на примере пласта DII Туймазинского нефтяного месторождения)/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. научно-практической конференции «Новые достижения в технике и технологии геофизических исследований скважин». – Уфа. – 2009. - С. 213 – 217.
9. Токарева Т.В. Прогнозирование продуктивности бокового ствола с использованием количественных значений геологической неоднородности/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. научно-практической конференции «Новые достижения в технике и технологии геофизических исследований скважин». – Уфа. – 2009. - С. 221 – 224.
10. Токарева Т.В. Комплексный подход к выбору положений боковых стволов/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. третьей международной конференции молодых ученых и студентов «Новые направления исследований в науках о Земле». – Баку. – 2009. - С. 135 – 136.
11. Токарева Т.В. Технологический аспект и опыт бурения боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений/ Т.В. Токарева// Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. – 2010. – Вып. 7. – С. 85 – 94.
12. Токарев М.А. Регулирование разработки нефтяных месторождений путем бурения боковых стволов/ М.А. Токарев, И.Н. Файзуллин, Т.В. Токарева, Д.Ф. Ситдикова, Н.М. Токарева// В сб. докл. научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть». - Альметьевск. – 2010. - С. 209 – 213.
