Методология проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме

• Автор: Кузилов, Олег Игоревич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 111 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ
1.1. Обобщенная геологическая характеристика месторождений района исследований
1.2. Опыт и история проектирования разработки месторождений
1.3. Основные особенности разработки нефтяных месторождений
1.4. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи
и интенсификации добычи нефти
Выводы по главе
2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ
В УСЛОВИЯХ АКТИВНОГО ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА
2.1. Моделирование влияния геолого-технологических параметров залежи
на нефтеотдачу
2.2. Гидродинамическое моделирование функциями, зависящими
от насыщенности коллектора
2.3. Методология проектирования разработки с использованием геолого-гидродинамического моделирования
Выводы по главе
3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙ НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ
НЕФТИ
3.1. Анализ выработки запасов нефти
3.2. Оценка влияния геолого-технологических параметров месторождения
на эффективность разработки
3.3. Анализ влияния геолого-технологических параметров на изменение пластового давления
Выводы по главе
4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ
4.1. Актуальность экспресс-методик прогнозирования выработки
запасов
4.2. Методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти
при недостатке информации
4.3. Адаптация и апробация методики экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти применительно к геолого-технологическим
условиям месторождений Калининградской области
Выводы по главе
Основные выводы и рекомендации
Библиографический список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Разработка мелких нефтяных месторождений имеет определенные особенности. Для корректного прогноза технологических показателей необходим ретроспективный геолого-технологический анализ разработки залежи нефти с оценкой энергетического потенциала. Как правило, расчет технологических показателей разработки в настоящее время проводится алгоритмами гидродинамического симулятора, адаптированного в границах месторождения, и не учитывает влияния «внешней» геолого-технологической обстановки, важной при разработке залежей без поддержания пластового давления. При этом недостаточная геолого-технологическая обоснованность показателей разработки даже в пределах одной-трех скважин может привести к существенным отклонениям динамики фактических показателей от проектных.
Исследования проводились на месторождениях Калининградской области. Расчетные значения технологического коэффициента извлечения нефти (КИН) по общеизвестной в отрасли методике с использованием характеристик вытеснения и с применением геолого-технологической модели могут отличаться на десять и более процентов. Очевидно, что точность прогнозирования определяется достоверностью и количеством исходной информации. Расхождение фактических показателей разработки и проектных, полученных в результате фильтрационного моделирования для мелких месторождений, требует использования контрольных методик расчета эксплуатационных показателей. Следует отметить, что использование коэффициентных методик и характеристик вытеснения позволяет оперативно оценить перспективы выработки запасов и определяет необходимость развития методологии использования последних.
Таким образом, методология расчетов технологических показателей для проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном режиме является актуальной.
Цель работы - обоснование методологии технологического проектирования и регулирования разработки для повышения эффективности выработки запасов нефти мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме.
Основные задачи исследований:
1. Анализ механизма выработки запасов нефти месторождений, разрабатываемых на естественном режиме;

2. Поиск закономерностей, определяющих эффективность выработки запасов нефти;
3. Ранжирование объектов разработки по геологическим критериям и эффективности выработки запасов;
4. Оценка значимости геолого-технологических мероприятий (ГТМ) и их влияния на величину коэффициента извлечения нефти;
5. Разработка методики оценки коэффициента извлечения нефти для проектирования и оперативного регулирования освоения мелких месторождений нефти.
Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области. Методы исследования: геолого-промысловый анализ разработки, методы трехмерного геологического и гидродинамического моделирования (ГДМ), многомерный статистический анализ, оценка и анализ геолого-промысловой информации.
Достоверность результатов исследований подтверждается сходимостью фактических и расчетных показателей разработки эксплуатационных объектов месторождений Калининградской области. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».
Научная новизна результатов работы
1. Для среднекембрийских отложений установлено, что при разработке месторождений нефти на естественном-» активном водонапорном режиме плотность сетки скважин и депрессия на пласт в краевых зонах залежей оказывают незначительное влияние на выработку запасов нефти.
2. По данным разработки однопластовых объектов на естественном режиме исследованы и обоснованы численные значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) без их лабораторного определения с использованием статистических данных добычи.
3. Разработана методика, позволяющая при минимуме геологофизической информации выполнить экспресс-оценку технологического КИН без использования геолого-гидродинамического моделирования (ГГМ).
Основные защищаемые положения:
• методология геолого-гидродинамического моделирования и оперативного регулирования разработки мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме, основанная на уточнении

обвод нен ность
Рисунок 1.22 - Характер обводнения скважины №
Скважина № 8 введена в эксплуатацию в июле 2004 г. Было проведено три исследования ИННК (рисунок 1.23). По результатам интерпретации можно
предположить, что обводнение носит послойный характер за счет
проникновения краевой воды. Скважина расположена вблизи контура
нефтеносности; поэтому создаваемая ей депресси больше влияет на стягивание контура, а не на подъем линии ВНК.
н/насыщенность, д. ед 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 08 09

«3 -1

—о— начальная н/насыщенность —о— н/насыщенность (16 07.2005)
интервал перфорации —о— пористость
—н/насыщенность (11 09 2006)
Рисунок 1.23 - Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК в скважине №