Х технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов, экологической и промышленной безопасности посвящены многочисленные работы отечественных исследователей: А

Вид материала

Подобный материал:

Введение

Введение

Проблемам геологии и разработки месторождений Республики Башкортостан (РБ) с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами нефти, в том числе с применением прогрессивных технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов, экологической и промышленной безопасности посвящены многочисленные работы отечественных исследователей: А.А. Абидова, И.И. Абызбаева, Р.Х. Алмаева, В.Е. Андреева,

Ю.В. Антипина, Т.Л. Бабаджанова, Г.А. Бабаляна, Б.Т. Баишева, Н.К. Байбакова, К.С. Баймухаметова, В.П. Гаврилова, А.Т. Горбунова, А.Г. Гумерова, К.М. Гумерова, В.В. Девликамова, Р.С. Зайнуллина, Ю.В. Зейгмана, А.В. Копытова, А.П. Крылова, Р.Я. Кучумова, Б.И. Леви, Е.В. Лозина, В.И. Мархасина, И.Л. Мархасина, В.Н. Мелихова, А.Х. Мирзаджанзаде, Е.М. Морозова, В.Ш. Мухаметшина, А.И. Никонова, Р.Я. Нугаева, П.В. Панкратьева, И.Г. Пермякова, М.К. Рогачева, М.М. Саттарова, М.Л. Сургучева, Э.М. Тимашева, М.А. Токарева, З.А. Хабибуллина, Р.Х. Хазипова, Н.Ш. Хайрединова, А.Г. Халимова, Э.М. Халимова, Н.И. Хисамутдинова, B.C. Шеина, Б.Е. Шенфельда, В.Н. Щелкачева, Э.М. Юлбарисова и др.

Актуальность темы. За более чем 70-летнюю историю развития нефтедобычи в РБ накоплен огромный опыт разработки месторождений углеводородов в различных геолого-геофизических условиях. Месторождения нефти и газа представлены практически всеми известными типами залежей. Большинство из них уже вступило в позднюю и завершающую стадии разработки, поэтому накопленный опыт может служить примером эффективного использования запасов для других регионов России.

Из недр Башкортостана добыто более 1,5 млрд. т нефти и более 70 млрд. м3 газа. Степень выработки начальных извлекаемых запасов

5

достигла 84,5 %, текущая обводненность — 90,9 %. За последние пять лет добыча нефти снизилась на 29 %. В АНК «Башнефть» реализованы все вторичные методы увеличения КИН и быстрыми темпами осваиваются третичные методы.

Доля остаточных запасов растет с переходом от девонских отложений к отложениям карбона и перми. В этом направлении отмечаются закономерности ухудшения состава и свойств углеводородного сырья, усиливается неоднородность коллекторских свойств пород. Поэтому разработка и применение эффективных, экологически чистых методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на извлечение остаточной нефти из высокообводненных объектов, является в настоящее время актуальнейшей задачей, способствующей стабилизации уровня добычи нефти в РБ.

Цель работы заключается в исследовании, научном обосновании применения комплексных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти РБ, обеспечивающих наиболее полное извлечение остаточных запасов углеводородов, отвечающих требованиям промышленной и экологической безопасности.

Основные задачи исследований:

- изучение структуры остаточных запасов нефти Башкортостана;

- обоснование применения перспективных методов воздействия на пласт для обеспечения полноты выработки остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки залежей;

- определение путей повышения промышленной безопасности объектов нефтедобычи Башкортостана

- изучение проблем экологического мониторинга.

Научная новизна:

1. Выявлены особенности размещения трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти, выполнено их группирование по геолого-физическим и промысловым данным.

2. Обоснованы критерии комплексной системы обеспечения полноты выработки каждой из групп трудноизвлекаемых запасов, с учетом структуры динамических запасов нефти

3. Выявлены и охарактеризованы тенденции техногенной трансформации геологической среды регионов с длительной и интенсивной добычей углеводородов на примере более чем семидесятилетнего опыта нефтедобычи из недр РБ.

4. Разработана методика оценки техногенного воздействия на окружающую среду и составлена геолого-экологическая карта Башкортостана применительно к нефтегазовому комплексу.

Основные защищаемые положения:

1 Закономерности распределения остаточных запасов нефти, влияющие на технико-экономические показатели разработки залежей.

2 Критерии комплексной системы обеспечения выработки трудноизвлекаемых запасов с учетом типов коллекторов.

3 Приоритетные направления повышения безопасности нефтегазовой отрасли РБ. Геолого-экологическое картирование на базе ОВОС в сочетании с данными мониторинга геологической среды всех уровней территории РБ при добыче, транспортировке и хранении углеводородного (УВ) сырья.

Практическая ценность работы и реализация в промышленности:

1 Предложены и реализованы комплексные системы обеспечения полноты выработки различных групп трудноизвлекаемых и остаточных запасов углеводородного сырья. Только за 2004 год за счет применения методов увеличения нефти добыто около 4 млн. тонн нефти.

2 Предложен комплекс организационных, технических и технологических мероприятий по экологически безопасной эксплуатации залежей нефти. На их основе разработана и внедряется программа «Экология и природные ресурсы Республики Башкортостан» на 2004 — 2010 гг., региональная составляющая федеральной целевой программы «Экология и природные ресурсы России» (2002 — 2010 гг.).

7

3 Составлена «Геолого-экономическая карта Республики Башкортостан» (Всероссийский институт экономики минерального сырья и Управление по недрам Республики Башкортостан). Соискатель курировал отраслевые задачи сырьевого обеспечения добычи углеводородов.

4 Разработана программа экспертного обследования и продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений ОАО АНК «Башнефть» на период до 2007 г.

Апробация диссертации. Результаты диссертационных исследований докладывались на региональных и международных конференциях и совещаниях: «Основные задачи и направления региональных геолого-геофизических работ в Поволжско-Прикаспийском регионе» (Саратов, 1999 г.), «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» (Москва, 2004 г.), «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2005 г.), «Геодинамика и углеводородный потенциал Центральной и Восточной Азии» (Ташкент, 2005 г.), VI конгресс нефтепромышленников России (Уфа, 2005 г.), научно-технических советах Управления по недрам РБ, «БашНИПИнефть», АНК «Башнефть» (1999 - 2005 гг.) и др.

Личный вклад автора. В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, непосредственное участие в аналитических исследованиях, организации промысловых работ и обобщении их результатов, в получении научных выводов и рекомендаций. Соискатель являлся одним из авторов «Геолого-экономической карты Республики Башкортостан», участвовал в подготовке материалов для разработки Программы «Экология и природные ресурсы Республики Башкортостан» (2004-2010 гг.), регионального компонента федеральной программы «Экология и природные ресурсы России» (2002-2010 гг.), объектного мониторинга состояния недр Республики Башкортостан (2002 -2003 гг.). Принимал личное участие в сборе, анализе и структурировании

s>

информации и результатов исследований, составлении текста научных публикаций и докладов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх тематических глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 157 страниц текста, 67 рисунков и 23 таблицы, список использованных источников насчитывает 139 наименований.

1 Группирование и идентификация

объектов разработки. Выбор и обоснование объектов полигонов

1.1 Краткая характеристика геологического строения месторождений РБ

Республика Башкортостан расположена на самой восточной окраине Восточно-Европейской платформы. Платформа сочленяется с горным Уралом узким некомпенсированным Предуральским прогибом. В тектоническом отношении платформенная часть республики представляет собой несколько регионов, различающихся глубиной залегания кристаллического фундамента, фациальными особенностями отложений и относительной структурной разобщенностью [71-74, 83, 85, 87, 89, 96, 99-107, 110-114, 129, 130, 135, 136].

Выделяются следующие основные тектонические элементы: Татарский и Башкирский своды, разделенные между собой Бирской седловиной и Благовещенской впадиной. В верхне-девонское и нижнекаменноугольное время (фамен-турней) сформировались Актаныш-Чишминская, Инзеро-Усольская и Шалымская ветви Камско-Кинельской системы прогибов. Формирование Предуральского прогиба происходило с позднего карбона до нижнепермского времени. Для этого тектонического региона характерно развитие рифовых массивов вдоль западного борта прогиба, а также трех протяженных вдоль всей Бельской впадины региональных разломов.

Схема тектонического районирования территории республики представлена на рис. 1.1.

\о

Рис. 1.1. Схема тектонического районирования территории Республики Башкортостан по палеозойским отложениям (по Ф.И. Хатьянову)

11

Промышленная нефтеносность установлена в палеозойском разрезе — от терригенной толщи девона до нижнепермских отложений: терригенный девонский, карбонатный верхнедевонско-турнейский, терригенный нижнекаменноугольный (терригенная толща нижнего карбона — ТТНК), карбонатный окско-башкирский, терригенно-карбонатный верейский, карбонатный каширско-гжельский, галогенно-карбонатный нижнепермский (БашНИПИ-нефть) [71-74, 125].

Мощность продуктивной части разреза палеозойской толщи составляет 1,5-2,5 км, за исключением крайней юго-восточной части, где она, видимо, превышает 5-6 км. [74] Основная часть начальных запасов нефти сконцентрирована в двух терригенных толщах — девонской и нижнекаменноугольной. Для этих пластов коллекторов характерны следующие основные особенности [73]:

1. Наличие нескольких пластов-песчаников в разрезе каждого из продуктивных толщ и горизонтов. В терригенной толще девона выделяются 6 горизонтов песчано-алевролито-аргиллитовых пород: кыновский, пашийский (ДО, муллинский (Дц), старооскольский и воробьевский (Дш и JXiv), кальцеолово-такатинский (Ду) горизонты. В свою очередь, в каждом из этих горизонтов выделяются от 1 до 5 полностью или в значительной степени гидродинамически разобщенных пластов-коллекторов. В кыновском горизонте таких пластов от 1 до 3-х, в пашийском — до 5, в Дц — 1 - 2, в Дш — до 2, в Ду — до 3 и т. д.

Еще более сложное строение ТТНК. Число пластов песчаников на месторождениях изменяется от 1 до 9, а если учесть, что в отдельных пластах, например, Cyi выделяется до 4 прослоев песчаников, то их число возрастает до 12. Для ТТНК специфична практически полная гидродинамическая разобщенность основных пластов. Каждый из пластов этих толщ может различаться мощностью, зональной неоднородностью, коллекторскими и фильтрационными свойствами, свойствами флюидов, активностью пластовых вод и

12

т. д. Очевидно, изучение неоднородности объектов (толщ) неразрывно связано с изучением строения отдельных пластов.

2. Неоднородность (различного типа) оценивается количественно различными коэффициентами: расчлененности, распространения, песчанистости и т. д. Хотя их содержание и не совсем четкое и разными исследователями понимается по-своему, однако при отсутствии других более представительных показателей их использование допустимо. Неоднородность отдельного пласта песчаника выражается в изменчивости мощности, площади распространения, пористости, проницаемости, глинистости и т. д. Из этих параметров некоторые определяются с достаточной для их характеристики полнотой, другие - в очень небольшом объеме. К числу сложно определяемых относятся глинистость, проницаемость и т. д. Наиболее большой объем информации можно получить по толщине, пористости и нефтенасыщенности.

3. Для терригенных толщ характерна закономерная смена типов пород, т. е. определенная цикличность осадконакопления, выражающаяся в смене грубых (по материалу) осадков более тонкими. Как правило, в начале цикла происходит накопление песчаников (вплоть до гравелитов) с последующим постепенным переходом к мелкозернистым песчаникам и алевролитам. Завершается цикл перекрытием этой пачки алевролитами и известняками. При отложении песчаников с определенной закономерностью изменяется и отсортированность материала — в начале цикла она обычно лучше. Постепенно вверх по разрезу возрастает и глинистость.

Нефтегазоносность карбонатной части установлена практически по всему разрезу платформенной части республики, начиная с бийских (средний девон) и кончая кунгурскими (нижняя пермь). Карбонатные отложения составляют более 85% мощности всей палеозойской осадочной толщи. В основном это известняки кристаллические либо органогенные, в различной степени глинистые, а также доломиты и доломитизированные в различной степени известняки. В разрезе чередуются плотные и пористые прослои.

13

Последние чаще и являются коллекторами. Трещиноватость развита, хотя и в различной степени. На некоторых месторождениях она является основным видом пустотности. Пористость известняков сильно различается. В лучших коллекторах она даже превосходит пористость песчаных коллекторов (Щелканово), но чаще — существенно ниже (8-20%). В трещиноватых коллекторах трещинная пустотность составляет десятые и даже сотые доли процента. Толщина отдельных прослоев коллекторов может составлять от десятых долей до 40 м и более. Эти прослои часто замещены непроницаемыми породами, что определяет сложность строения залежей и их разработку. Проницаемость известняков варьирует еще больше, чем в песчаных коллекторах (от 0,001 до 1 - 2 мкм ).

Широко развиты известняки с пелитоморфной структурой пористости. Особенно это характерно для известняков заволжского горизонта (верхний фамен). Такие залежи при отсутствии трещиноватости отличаются довольно большой мощностью нефтенасыщения и низкой продуктивностью.

Различия в вещественном составе (глинистость) определяют и различия как в строении коллекторов, так и в их продуктивности. Прослои более или менее проницаемых известняков перемежаются плотными разностями. В таких залежах выделяется до 5 и более, как правило, глинистых, низкопроницаемых интервалов коллекторов (турнейский и фаменский ярусы).

На небольшом числе месторождений выявлены маломощные, но сильно кавернозные прослои известняков. Мощность сильно кавернозных известняков составляет десятки метров. Как правило, такие пласты отличаются высокими дебитами. На севере республики выявлено много залежей в карбонатах среднего карбона. Несмотря на небольшие мощности, залежи в них высокопродуктивные. В Предуральском прогибе, особенно в Вельской и Мраковской депрессиях нефтегазоносность связана в основном с коллекторами двух типов: трещинного и порового.

Поровые коллекторы большой мощности специфичны для залежей в нижнепермских рифах. Эти продуктивные объекты характеризуются некоторыми общими особенностями: существует довольно тесная связь между пористостью и остаточной водонасыщенностью причем для и газовой части значения остаочной водонасыщенности ниже, чем для нефтяной; рифы с большей общей мощностью имеют большую нефтенасыщенную мощность; достаточно тесная связь отмечается между вязкостью нефти (при давлении насыщения) и газонасыщенностью.

Геологическое строение залежей Республики Башкортостан, как было отмечено выше, характеризуются широкими интервалами изменения условий залегания, геолого-физических и физико-химических свойств пластов и насыщающих их флюидов [71-74, 83, 85, 87, 89, 96, 99-107, 110-114, 129, 130, 135, 136]. В тоже время опыт многолетней разработки месторождений показал, что разделение месторождений по чисто стратиграфическим показателям не всегда адекватно [71-74, 87, 88, 90, 91, 92, 95, 96, 115, 116]. Для эксплуатации месторождений на поздней стадии, адресного применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и внедрения передовых систем разработки необходимо выделение однородных групп со сходными геолого-физическими и геолого-технологическими характеристиками [109]. Для определения однородных групп эксплуатационных объектов была проведена процедура группирования залежей нефти методами математической статистики.

1.2 Теория распознавания образов. Метод главных компонент

Системы разработки месторождений на поздней стадии и адресное применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) требуют научно-обоснованного подхода при принятии решений о применимости этих мероприятий. Для применения положительного опыта других месторождений необходимо выделение однородных групп со сходными

15

геолого-физическими и геолого-технологическими характеристиками. При решении подобного ряда задач в геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений наибольшее применение находит метод главных компонент и дискриминантный анализ [109].

Выбор объектов-полигонов должен базироваться на достаточно точном определении групп объектов со сходными геолого-физическими и геолого-технологическими характеристиками. Для определения однородных групп эксплуатационных объектов была проведена процедура группирования залежей нефти и газа методами математической статистики.

Группирование позволяет решать ряд важнейших задач нефтегазопро-мысловой геологии и разработки: оценивать сходства и различия продуктивных пластов при выделении объектов разработки, проводить обоснование систем разработки и методов увеличения нефтеотдачи пластов, устанавливать мероприятия по контролю и регулированию и т.д.

При выделении однородных групп в условиях значительного количества объектов исследования и параметров, характеризующих их, процесс эффективного и надежного группирования становится возможным лишь с использованием метода, в основе которого лежит логический и математический анализ. Широко распространенными методами в настоящее время являются различные методы из теории распознавания образа — факторный анализ, метод главных компонент, дискриминантный анализ, кластерный анализ и др. Выбор того или иного метода определяется постановкой задачи и достоинствами метода.

При решении подобного ряда задач в геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений наибольшее применение находит метод главных компонент и дискриминантный анализ [109].

Выбор метода главных компонент (МГК) для решения задачи группирования объектов обусловлен следующими причинами:

- группирование множества объектов исследования производится по обобщенным, независимым показателям (главным компонентам), и

является более объективным, чем группирование по отдельным исходным параметрам;

- группирование производится в зависимости от сочетаний параметров, которые в большей степени влияют на эффективность процесса разработки;

- метод позволяет значительно сократить число факторов;

- главные компоненты адекватно отражают исходную, и в то же время содержат больше информации, чем отдельно взятые параметры;

- изучение структуры факторов позволяет проверять имеющиеся и выдвигать новые гипотезы о причинах, порождающих взаимосвязи между параметрами, а также позволяет выработать и принять научно-обоснованное воздействие, способствующее повышению эффективности процесса разработки залежей нефти;

- главные компоненты являются взаимно не коррелированными, что значительно облегчает задачу построения различных моделей процесса разработки по полученным главным компонентам.

1.2.1 Требования к выбору объектов

Эффективное решение различных задач анализа, проектирования, контроля и регулирования систем разработки нефтяных месторождений во многом определяется наличием качественной и достаточной по объему информации о залежи углеводородного сырья и процессах, протекающих в нем. Получение этой информации становится возможным после проведения геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований, а также на основании изучения истории разработки месторождений. Исходя из этого, требования к выбору объектов для группирования должны выглядеть следующим образом:

- объект находится длительное время в разработке и по нему имеется достаточный для решения поставленных задач геолого-промысловый материал;

17

- объект разбурен достаточно плотно системой скважин различного назначения;

- на объекте проведено достаточное количество гидродинамических, геофизических и лабораторных исследований для решения поставленных задач.

Под объектом при этом понимается объект разработки, т. е. один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенные, исходя из геолого-технических и экономических соображений для разбуривания и эксплуатации единой системы скважин.

Для успешного решения задачи, связанной с группированием могут быть использованы объекты, которые находятся в разработке непродолжительное время, разбурены недостаточно плотно системой добывающих скважин, и эксплуатируется единичными скважинами, но геологическое строение их изучено достаточно полно, на основании данных, полученных из скважин, пробуренных на других горизонтах. При выделении таких объектов желательно принимать во внимание гидродинамическую связь между отдельными пластами.

С учетом сформулированных требований были отобраны 602 объекта разработки (табл. 1.1), эксплуатацию которых проводит АНК «Башнефть». Значения параметров группирования приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.1 — Объекты, используемые при группировании

№ пп Месторождение Пласт № пп Месторождение Пласт

1 2 3 4 5 6

1 Туймазинское Алексинский 5 Туймазинское Фаменский

2 Туймазинское Бобриковско-радаевский 6 Туймазинское D,

3 Туймазинское Кизеловский 7 Туймазинское D,,

4 Туймазинское Заволжский 8 Туймазинское Dm

Список литературы

Blog