СОДЕРЖАНИЕ

На правах рукописи




МИНЛИКАЕВ ВЛАДИМИР ЗИРЯКОВИЧ




СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ,
АНАЛИЗА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАШКОРТОСТАНА




Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений»




АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук




Уфа – 2005
Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техниче-
ском университете




Научный руководитель доктор физико-математических наук,
профессор
Бахтизин Рамиль Назифович

Официальные оппоненты: доктор технических наук
Рогачев Михаил Константинович

кандидат технических наук,
старший научный сотрудник
Шарафутдинов Ирик Гафурович



Ведущая организация Закрытое акционерное общество
«УфаНИПИнефть»




Защита состоится 24 июня 2005г. в 1100 ч. на заседании диссертацион-
ного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техниче-
ском университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа,
ул.Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского госу-
дарственного нефтяного технического университета.


Автореферат разослан 24 мая 2005г.


Ученый секретарь диссертационного совета Ямалиев В.У.



2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы диссертации. Нефтяные месторождения Республики
Башкортостан эксплуатируются длительное время, начиная с 1932 г. Свыше 150
месторождений имеют самый широкий диапазон геолого-физических характери-
стик и могут находиться в какой-либо из стадий разработки. Крупные и средние
месторождения девона (вовлечены в разработку с 1944 по 1955 гг. Туймазинское,
Серафимовское, Шкаповское) и терригенного нижнего карбона ( с 1958 г. – Арлан-
ское, Манчаровское, Орьебашское, Игровское, Четырмановское и др.) в течение
последнего десятилетия находятся в III и IV – поздней и завершающей стадиях
разработки по классификации проф. М.М.Ивановой. В данных стадиях задача под-
держания высокого уровня добычи нефти при условии экономической рентабель-
ности производства решается путем повышения коэффициента извлечения нефти
из пластов, применения в производстве инновационных технических и технологи-
ческих решений. В последнее время разработка нефтяных месторождений велась в
рыночных условиях, при которых, наряду с новыми технологиями добычи нефти,
интенсивно развиваются научные методы проектирования и анализа разработки
месторождений. При полной компьютеризации процесса проектирования разработ-
ки месторождений созданы геолого-технологические и постоянно действующие
математические модели месторождений. Результатом этого стало повышение каче-
ства и точности проектных документов.
Основателями моделирования разработки башкирских месторождений физи-
ческими, аналоговыми и гидродинамическими методами являются Г.А.Бабалян,
И.Л.Мархасин, В.М.Березин, М.И. Швидлер, Р.З. Сайфутдинова, И.Ф.Рахимкулов,
М.М.Саттаров, В.В.Девликамов, К.Я.Коробов и др. (УфНИИ 1955-1965 гг.). С вне-
дрением в практику проектирования показателей разработки месторождений элек-
тронно-вычислительных машин первых поколений был достигнут высокий уровень
математического моделирования процессов разработки месторождений (руководи-
тель работ д.т.н. Б.И. Леви, В.И.Дзюба, В.М.Санкин, Ю.В.Сурков, Х.Г.Шакиров,
А.Г.Шахмаева , Э.М.Халимов, С.А.Пономарев и др.).
Разработка нефтяных месторождений Башкортостана в настоящее время ве-
дется в крайне сложных условиях, характерных для поздней стадии разработки



3
большинства месторождений страны и Волго-Уральского нефтегазоносного регио-
на. К таким условиям относятся:

o ухудшение геолого-физических параметров объектов разработки, структуры
запасов нефти и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов;

o высокая обводненность продукции скважин;

o осложнения, связанные с высоким содержанием в составе продукции скважин
асфальтово-смолистых веществ, парафинов, солей и сероводорода.

На основе анализа особенностей разработки крупных нефтяных месторож-
дений Башкортостана, выполненного ведущими специалистами-нефтяниками ОАО
«АНК Башнефть», определены ближайшие задачи их доразработки и повышения
эффективности эксплуатации скважин. Реализация поставленных задач будет про-
исходить на основе восстановления принятых систем разработки, доведением
плотности сетки скважин до оптимального уровня, стабилизацией и наращиванием
темпов отбора жидкости, активизацией разработки на месторождениях с большими
остаточными запасами, оптимизацией систем разработки путем применения мето-
дов увеличения нефтеотдачи пластов и др.

В рамках этих задач находятся вопросы, связанные с совершенствованием
методов проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений на основе
создания новых и совершенствования известных методов моделирования разра-
ботки месторождений, воздействия на продуктивный пласт и повышения эффек-
тивности эксплуатации скважин.
Цель диссертационной работы – повышение эффективности доразработки
нефтяных месторождений Башкортостана, приуроченных к терригенной толще
нижнего карбона (ТТНК), путем совершенствования методических подходов в мо-
делировании, проектировании и обосновании применения технологий увеличения
нефтеотдачи пластов, методов оптимизации режимов эксплуатации промысловых
систем.
Основные задачи исследований
1. Создание и усовершенствование математических моделей нефтяных ме-
сторождений, приуроченных к залежам ТТНК Башкортостана.
2.Обоснование метода по прогнозу технологических показателей разработки

4
месторождений и определения коэффициентов нефтеотдачи при реализации систем
разработки месторождений с заводнением пластов ТТНК.
3. Исследование эффективности процессов разработки залежей с применени-
ем горизонтальных скважин (ГС), зарезки боковых стволов (БС) и гидродинамиче-
ских методов увеличения нефтеотдачи пластов (ГД МУН).
4. Создание методов и технологий оптимизации режимов эксплуатации
скважин в осложненных условиях поздней стадии разработки месторождений.
Методы исследований
При обработке данных разработки залежей, эксплуатации скважин исполь-
зовались методы математической статистики, подземной гидромеханики и гидро-
динамического моделирования с внедрением современного программного обеспе-
чения (ПО) компании «Роксар» RMS и MORE, а также вновь созданного ПО, чис-
ленных методов решения задач.
На защиту выносятся:
1. Действующие геолого-технологические модели для проектирования и
анализа разработки Арланского, Туймазинского, Кушкульского, Петропавловского,
Биавашского, Саитовского, Бадряшского, Волковского и Гареевского месторожде-
ний.
2. Методика построения геолого-технологических моделей нефтяных ме-
сторождений с терригенными пластами-коллекторами, высокой неоднородностью
геологического строения (расчлененностью) и повышенной вязкости нефти (на
примере ТТНК Арланского месторождения). Обоснование выбора программного
обеспечения.
3. Методика и программа расчета полимерного заводнения и поля темпера-
тур при тепловом воздействии на пласты (для условий Арланского месторожде-
ния).
4. Моделирование разработки месторождений с применением ГС, БС и дру-
гих ГД МУН при проектировании и анализе разработки.
5. Метод оптимизации режимов эксплуатации нагнетательных и добываю-
щих скважин для повышения эффективности эксплуатации системы ППД и уровня
добычи нефти.



5
Научная новизна
1. Разработаны методы математического моделирования процессов воздей-
ствия на нефтяные пласты с целью повышения их нефтеотдачи (полимерного за-
воднения и термозаводнения), адаптированные к условиям разработки залежей
терригенной толщи нижнего карбона Башкортостана, включающие: модель неод-
нородности пласта, ремасштабирование, расчеты модифицированных относитель-
ных фазовых проницаемостей (МОФП), идентификацию и расчеты показателей
разработки.
2. Разработана методика выбора, проектирования и оценки эффективности
ГС, зарезки боковых стволов в скважинах, вскрывших нефтяные пласты ТТНК
Башкортостана.
3. Разработана методика оптимизации режимов эксплуатации нагнетатель-
ных и добывающих скважин, обеспечивающая повышение эффективности экс-
плуатации системы ППД и уровня добычи нефти.
Практическая ценность и реализация работы
1. Разработана и внедрена методика построения геологических и гидродина-
мических моделей разработки нефтяных месторождений, на основе которой созда-
ны постоянно-действующие геолого-технологические модели (ПДГТМ) основных
объектов разработки месторождений Башкортостана (Кушкульского, Петропавлов-
ского, Биавашского, Саитовского, Баряшского, Волковского, Гареевского).
2. Разработаны и внедрены методы математического моделирования процес-
сов воздействия на продуктивный пласт с целью повышения нефтеотдачи - поли-
мерного и термозаводнения (применительно к залежам ТТНК Арланского нефтяно-
го месторождения).
3. Разработана методика обоснования выбора, проектирования, оценки эф-
фективности зарезки боковых стволов скважин (методика апробирована на Арлан-
ском нефтяном месторождении).
4. Разработаны методы и способы, направленные на оптимизацию эксплуа-
тации скважин в осложненных условиях:
o усовершенствована методика расчета забойного давления по динамическому
уровню жидкости в стволе скважин;
o методика экспериментального определения сил трения штанг о насосные тру-

6
бы при эксплуатации ШСНУ;
o методика определения предела эксплуатации добывающих скважин.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-
практических конференциях и совещаниях в ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск,
1995г.), институте «БашНИПИнефть» (г.Уфа, 1998, 1999гг.), компании «Роксар»
(2000, 2002 гг.), заседаниях центральной комиссии по разработке и защите проек-
тов разработки нефтяных месторождений (г.Москва, 1999 г., 2002. Протоколы за-
седаний центральной комиссии по разработке Минтопэнерго РФ № 2513 и №
2925).
Публикации
Основное содержание работы изложено в 22 работах, в том числе 15 стать-
ях, 1 книге и 1 брошюре, 3 тезисах к докладам, 2 регламентах и стандартах пред-
приятий, 1 авторском свидетельстве. В большинстве работ, опубликованных в со-
авторстве с коллегами, соискателю принадлежит общее руководство, постановка
задач, основные идеи разработки.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, биб-
лиографического списка и приложений. Текст работы изложен на 158 страницах
машинописного текста, содержит 45 рисунков, 19 таблиц. Библиографический спи-
сок включает 106 наименований.


СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обосновываются актуальность темы, цель работы и сформули-
рованы задачи, методы исследований, защищаемые положения, научная новизна и
практическая ценность полученных результатов.
В первой главе изложены следующие вопросы: 1) аналитический обзор ис-
следований в области математического моделирования процессов разработки неф-
тяных месторождений; 2) научно-технические задачи и проблемы, возникающие в
процессе анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений, пути
решения методами моделирования; 3) постановка задач исследований.
Поэтапное развитие методов по моделированию процесса разработки нефтя-

7
ных месторождений можно разделить на три периода:
- до 80-х годов усилия исследователей концентрировались на создание ме-
тодов расчета (аналитические, одномерные и двумерные численные);
- 1980-2000 гг. созданы эффективные трехмерные численные модели с ог-
ромным количеством формальных опций (возможностей);
- в настоящее время внимание сосредоточено на задачах оптимизации техно-
логических процессов.
Формальных и универсальных алгоритмов методов моделирования разра-
ботки месторождений пока создано. Технологии принятия решений зависят от кон-
кретных условий разработки месторождений и постоянно развиваются. В создание
и совершенствование методов моделирования разработки нефтяных месторожде-
ний внесли огромный вклад отечественные ученые: В.Е.Андреев,
К.С.Баймухаметов, П.М.Белаш, Ю.П.Борисов, Д.В.Булыгин, Ю.Е.Батурин,
Г.Г.Вахитов, А.В.Гавура, А.Т.Горбунов, Р.Н.Дияшев, В.И.Дзюба, Ю.В.Желтов,
С.Н.Закиров, М.М.Иванова, Г.С.Камбаров, А.В.Копытов, А.П.Крылов, Б.И.Леви,
Е.В.Лозин, В.Д.Лысенко, М.М.Максимов, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Т.Мищенко,
Р.Х.Муслимов, В.Ш.Мухаметшин, Э.Д.Мухарский, С.А.Назаров, Б.М.Орлинский,
И.Г.Пермяков, А.И.Пирвердян, Б.Ф.Сазонов, М.М.Саттаров, М.Л.Сургучев,
Э.М.Тимашев, М.А.Токарев, В.З, Тухватуллин, Р.Т.Фазлыев, А.Я.Хавкин, Э.М. Ха-
лимов, Н.Ш.Хайрединов, Н.И.Хисамутдинов, И.А.Чарный, А.В.Черницкий, М.И.
Швидлер, В.Н.Щелкачев и многие другие. Большой вклад внесли зарубежные уче-
ные: A.Settari, D.L.Katz, G.R.King, I.H.Kassam, I.V.Vogel, K.Aziz, M.C. Leverett,
T.Ertekin.
Изучение тенденций в развитии методов проектирования процессов разра-
ботки показало, что в настоящее время из большого количества задач, решаемых
при проектировании, наиболее актуальной является задача обоснования полноты
извлечения нефти из пласта. Эта задача может быть решена путем создания посто-
янно действующих геолого-технологических моделей месторождений и использо-
вания этих моделей для составления технико-экономического обоснования (ТЭО)
полноты извлечения нефти из пласта.
Исходя из концепции моделирования разработки месторождений, порядок и
особенности решаемых в диссертации задач следующие. Дается краткая геолого-

8
техническая характеристика залежи для правильного построения геологической
модели в соответствии с требованиями РД, определения основных параметров
фильтрационной модели (ФМ). Геолого-технологическая модель является инстру-
ментом анализа текущего состояния и истории разработки месторождения. В осо-
бенности это важно при изучении многопластовых разрезов скважин залежей ар-
ланского типа с совместной перфорацией пластов как в добывающих, так и нагне-
тательных скважинах. При достаточной идентификации показателей модели и фак-
тических данных разработки решается задача о распределении закачиваемой воды
и добываемой жидкости по пластам, что позволяет определить текущую выработку
воды из скважин. На следующем этапе производится анализ выработки запасов по
пластам с помощью геологических профилей, что в конечном итоге позволяет
скорректировать систему разработки на каждом этапе, повысить эффективность
эксплуатации системы ППД. Следующим этапом является обоснование выделения
эксплуатационных объектов. Для пластов ТТНК Арланского месторождения дан-
ная проблема изучалась и решена К.С.Баймухаметовым: обосновано выделение
двух и реже – трех эксплуатационных объектов.
Главной задачей анализа и проектирования разработки месторождений явля-
ется прогноз технологических показателей разработки и, в конечном итоге, уточ-
нение достигаемых коэффициентов извлечения нефти (КИН) по пластам. Важней-
шей проблемой на этапе моделирования месторождения является проектирование
системы контроля и регулирования процесса разработки. Для многопластовых ме-
сторождений проблема сводится к определению количеств раздельного притока
жидкости и закачки в пласты, объемов проводимых ремонтно-изоляционных работ
(РИР) по ограничению водопритока из отдельных пластов. Данное направление ра-
бот моделирования месторождения также исследовалось К.С.Баймухаметовым и
др.
Следует отметить, что постоянно-действующие геолого-технологические
модели нефтяных месторождений (ПДГТМ) для залежей нефти ТТНК, в особенно-
сти Арланского месторождения, не имеет аналогов по расчлененности пластов раз-
реза. В работе дается описание модели, предложенной для отображения разработки
уникального Арланского нефтяного месторождения. По аналогии с Арланским ме-
сторождением и с учетом дополнительных особенностей построены модели ряда

9
других месторождений с коллекторами ТТНК.
Для моделируемых месторождений термины «достаточная обоснован-
ность», или «точность», обязательно включают требования непротиворечивости и
согласованности модели со всем объемом информации о геологическом строении,
лабораторных экспериментах, физико-химических свойствах пластовых жидкостей,
многолетней истории разработки и показателях эксплуатации скважин, данных про-
мысловых исследований.
Этому условию отвечает методология математического моделирования про-
цессов разработки объектов, включающая: построение геологических моделей
пластов; построение гидродинамических моделей на основе многомерных уравне-
ний многофазной фильтрации жидкостей в пористых средах; идентификацию моде-
лей по всей совокупности данных истории разработки месторождения; эксплуата-
цию модели для поиска оптимальных решений.
До 2001 г. в лаборатории математического моделирования института «Баш-
НИПИнефть» под руководством и при непосредственном участии автора был раз-
работан программный комплекс. С помощью этого комплекса были созданы мате-
матические модели процессов заводнения ряда месторождений Башкортостана, по-
зволяющие решать широкий класс сложных задач доразработки месторождений.
С 2001г. в АНК «Башнефть» реализуется программа работ по созданию и
внедрению в практику проектирования и анализа разработки ПДГТМ. В плане реа-
лизации этой программы под руководством и при непосредственном участии авто-
ра в институте «БашНИПИнефть» выполнены следующие работы:
? внедрено современное ПО компании «Роксар» RMS и MORE, позволившее
создать детальные трехмерные трехфазные модели пластов;
? усовершенствованы методики построения геологических и гидродинамиче-
ских цифровых моделей с применением нового ПО;
? созданы ПДГТМ основных объектов разработки ряда месторождений АНК
«Башнефть»: Кушкульского, Петропавловского, Биавашского, Саитовского,
Бадряшского, Волковского, Гареевского;
? смоделирована разработка Юбилейного месторождения;
? усовершенствованы модели разработки Арланского и Туймазинского место-
рождений.

10
Были построены геолого-цифровые модели основных продуктивных пластов
ряда месторождений Башкортостана и Удмуртии. При этом использовались про-
грамма RMS компании «Роксар» и отечественная программа «Геопак-3».
Опыт использования программы RMS при построении ПДГТМ показал, что
данный программный продукт является удобным инструментом, имеющим друже-
ственный интерфейс, внутренний язык программирования, возможности 2D и 3D
визуализации, набор методов двумерной интерполяции. В процессе работы с дан-
ной программой был выявлен ряд задач, решение которых позволило повысить ка-
чество, надежность и достоверность построения детальной геологической модели
и, как следствие, более адекватно отражать геологические особенности и фильтра-
ционно-емкостные свойства (ФЕС) при ремасштабировании модели на гидродина-
мическую сетку.
Одной из таких задач является моделирование пропластков неколлекторов, а
также границ зон выклинивания (отсутствия) коллекторов, в пределах общей эф-
фективной толщины продуктивного пласта. Для построения детальных геолого-
цифровых моделей (ГЦМ) с различными типами разрезов (замещение, выклинива-
ние пропластков - коллекторов), а также смешанных типов была разработана и
внедрена методика преобразования дискретной кривой литологии (ДКЛ) в
непрерывные математические статистические кривые псевдолитологии
(НМСКПЛ). Использование данной методики при построении ПДГТМ позволило
специалистам более гибко подходить к процессу создания детальной ГЦМ, учитывая
особенности геологического строения и уникальность каждого объекта моделирова-
ния.
Основные задачи, решаемые с применением ПДГТМ:
1. Анализ разработки – эти задачи перечислены выше.
2. Задачи проектирования разработки, основной из которых является прогноз
проектных технологических показателей разработки месторождений при за-
воднении.
3. Задачи управления процессом разработки: оценка эффективности геолого-
технологических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличе-
нию нефтеотдачи: бурение ГС, зарезка БС различных модификаций, ГРП, из-
менение модификаций заводнения, физико-химических методов увеличения

11
нефтеотдачи (ФХ МУН) и задачи контроля и регулирования разработки.
Вторая глава посвящена моделированию, анализу разработки и достижени-
ям в проектировании разработки крупных нефтяных месторождений с пластами–
коллекторами в ТТНК. Дается краткая геолого-физическая характеристика место-
рождения.
Решение комплекса задач для крупного месторождения (свыше 8 тыс. сква-
жин) является возможным с применением компьютерной технологии, имеющей в
составе геолого-технологическую модель процесса разработки, базы данных и ПО.
Задача прогноза технологических показателей разработки с расчетом КИН являет-
ся основной как в собственном проекте доразработки месторождения, так и в мето-
дике компьюторных расчетов и ПО. Структура математической модели представ-
лена диаграммой. Идентификация входных и выходных параметров разработки
производилась до достижения заданной погрешности – не более 1 % по накоплен-
ной добыче нефти. Модель Арланского месторождения по пластам ТТНК не имеет
аналогов среди известных авторов математических моделей в силу особенности,
обусловленной такой геологической характеристикой, какой является многопла-
стовость объекта.
Пласты гидродинамически не связаны, разделены непроницаемыми глини-
стыми пластами, вследствие этого в модели учитываются:
а) вертикальная неоднородность по совокупности пластов,
б) неоднородность «внутри пласта» меньшая, чем расчлененность на пласты.
Дополнительно учитывается, что выделенные продуктивные пласты ТТНК
имеют сложную, комбинированную систему совместно-раздельного вскрытия пер-
форацией. Тем самым, объект ТТНК имеет сложную систему разработки с раздель-
ной и совместной по пластам эксплуатацией нагнетательных и добывающих сква-
жин. Ввиду этой важной особенности ТТНК, управление процессом разработки яв-
ляется чрезвычайно сложным. При идентификации требуется достичь согласия
рассчитанных и фактических показателей разработки по каждому из пластов в от-
дельности, но, в отличие от объекта в целом, - в условиях существенной неполноты
раздельной по пластам нефтепромысловой информации. Другими словами имеет
место увеличение неопределенности модели. Фактор многопластовости в сложной
модели с вертикальным взаимодействием пластов через скважины является суще-

12
ственным аргументом в пользу его использования при проектировании схемы
плоского течения жидкости в каждом из пластов, т.е. двумерной модели.


Структура математической модели


М атем атическая
м одель
м есторож дения


Геологическая Б азы по Б лок
м одель эксплуатации Расчетны й блок визуализации
экспл. объ екта скважин расчетов
"ГЕО П А К" "B TIM " "M O D " "D EM _PO L"


Геом ет рия Д обы ча П арам ет ры Карт ы
пласт ов наст ройки

Координат ы Закачка П рогноз Граф ики
скваж ин

С войст ва Зам еры Таблицы
коллект оров давлений

С войст ва П ерф орация,
ф лю идов заливка пласт ов



Решение основной задачи моделирования - прогноза технологических пока-
зателей разработки и КИН – в нашем случае многопластового месторождения – по
пластам может быть выполнено при условии устойчивого надежного функциони-
рования модели на основе проведенной идентификации. Для решения задачи кор-
ректируются граничные условия на забоях скважин, в т.ч. новых проектных сква-
жин, и управляющие воздействия по отключению отдельных пластов в скважинах,
добывающих и нагнетательных, переводу добывающих скважин в нагнетательные.
Устанавливаются взаимосвязи в прогнозном периоде между параметрами текущей
насыщенности пластов и коэффициентами охвата вытеснением (Ко) и заводнением
(Кзав). Предложена методика построения карт остаточных нефтенасыщенных тол-
щин в модели пластов ТТНК.
ПДГТМ месторождения предусматривает последовательное отключение
пластов в скважинах вплоть до отключения последнего из них, с применением
технологических и экономических критериев. Таким образом, методика прогноза
показателей, примененная в модели, позволяет учесть ряд особенностей доразра-
13
ботки месторождения. В работе приведен пример расчета прогнозных показателей
разработки по ТТНК Новохазинской площади с использованием математической
модели.
Рассмотрена задача выработки запасов пластов ТТНК по Новохазинской и
Юсуповской площадям Арланского месторождения. Наибольшая выработка дос-
тигнута по основным продуктивным пластам СII и СVI, по которым текущий КИН
равен соответственно 0,577 и 0,346. Также высокой является выработка по пласту
СIII - 0,589. По другим, так называемым промежуточным, пластам выработка запа-
сов отстает приблизительно вдвое. Построены карты остаточных извлекаемых за-
пасов нефти по пластам с нанесением накопленных отборов нефти, воды и закачки
воды по каждой скважине.
По данным моделирования разработки месторождения произведено распре-
деление операций КРС по времени в прогнозном периоде. Время отключения одно-
го из пластов рассчитывается по критерию «предельная обводненность». Объему
изоляций соответствует количество необходимых исследований по раздельному
притоку из пластов. Расчеты показали, что по четырем площадям Арланского ме-
сторождения общий объем РИР составит около 4 тыс. операций, исследований
притоков – 4200 шт. Таким образом, для регулирования разработки залежей ТТНК
в последней стадии следует произвести свыше 8000 скв.-операций по контролю
выработки и отключению пластов методами КРС которые соответствуют гидроди-
намическим методам увеличения нефтеодачи (ГД МУН). По данным направлениям
совершенствования систем разработки разработана методика моделирования и ру-
ководящий документ.
Третья глава посвящена разработке и совершенствованию методов мате-
матического моделирования процессов воздействия на продуктивный пласт с це-
лью увеличения нефтеотдачи. В работе представлены технологии горизонтального
бурения и зарезки дополнительных (боковых) стволов из старых скважин. Из мето-
дов увеличения нефтеотдачи - полимерное заводнение и метод теплового воздейст-
вия на пласт. Технологии рассматривается применительно к Арланскому месторо-
ждению.
Для обоснования систем разработки, выбора эксплуатационных объектов и
повышения эффективности эксплуатации ГС использовали трехмерное математи-

14
ческое моделирование процесса разработки. Для проектирования технологий ГС и
БС созданы методика и программа расчетов.
Например, для двухпластового объекта разработки необходимо обосновать
выделение эксплуатационных объектов, расстояния (2?) между ГС в ряду и длины
(L) горизонтальной части ствола ГС. За основу брали базовую систему разработки
(рядной, площадной и т.д.) для гипотетического пласта. В качестве примера рас-
смотрена трехрядная система размещения скважин, соответственно вертикальных
и горизонтальных. Дебит жидкости ГС зависит от длины L и отношения 2?/L. По-
строены зависимости среднего дебита жидкости ГС от параметров систем. Уста-
новлено, что эффективность ГС с увеличением длины ствола более некоторого
значения L (в зависимости от 2?) может снижаться. Эффективность ГС возрастает
при использовании горизонтальных нагнетательных скважин в замену вертикаль-
ным (ВС). Возрастание дебита ГС по отношению к дебиту ВС составляет 6…10
раз, КИН возрастает на 4…9 пунктов. Оптимальная длина L горизонтальной части
ствола находится в пределах 400…600 м и 2?/L=0,3…0,75. Обосновано объедине-
ние двух пластов в единый эксплуатационный объект. Даются рекомендации по
размещению ГС в пластах с различной геолого-физической характеристикой. Ана-
лизируются результаты эксплуатации ГС на месторождениях, в том числе на зале-
жах ВНЗ ТТНК Арланского месторождения
Разработана методика выбора, проектирования и оценки технологической
эффективности зарезки боковых стволов в скважинах. Математический экспери-
мент, выполненный с применением разработанного программного комплекса «Ка-
раидель», позволил оценить эффективность бурения боковых стволов скважин на
Арланском нефтяном месторождении. Результаты эксперимента показали, что из
30 пробуренных боковых стволов 2/3 оказались успешными.
Применение на практике созданных математических моделей разработки
нефтяных месторождений позволяет существенно повысить обоснованность вы-
полнения и успешность различных геолого-технических мероприятий, в частности
таких, как бурение ГС, боковых стволов, уплотняющих скважин и ввод нагнета-
тельных скважин для интенсификации ППД.
Полимерное воздействие применяется на Арланском месторождении, так за-
лежи ТТНК с нефтью повышенной вязкости хорошо соответствуют критериям

15
применимости метода по проницаемости и неоднородности пластов. В работе соз-
дана математическая модель разработки терригенной толщи нижнего карбона
(ТТНК) Арланского нефтяного месторождения с применением полимерного завод-
нения. Модель позволяет варьировать режимы закачки полимерного раствора (не-
прерывную закачку или закачку оторочками), свойства растворов, виды адсорбции
полимера породой продуктивного пласта (обратимую и необратимую адсорбцию
или ее отсутствие). Моделирование процесса полимерного заводнения Арланского
месторождения, выполненное для среднестатистического элемента, позволило оп-
ределить прогнозную величину удельной эффективности от закачки полимерного
раствора, которая составила 0,02…0,16 тыс.т на 1т реагента для варианта закачки
полимера в виде оторочки и 0,01…0,08 тыс.т/т для варианта непрерывной закачки
полимерного раствора.
В диссертационной работе представлена математическая модель разработки
ТТНК Арланского нефтяного месторождения с применением термозаводнения.
Модель позволяет рассчитывать основные показатели процесса закачки теплоноси-
теля в пласт, использовать различные формы природных резервуаров, выбирать
наиболее эффективные варианты закачки теплоносителя в пласт. Моделирование
процесса термозаводнения Арланского месторождения, выполненное для средне-
статистического элемента, показало, что увеличение температуры закачиваемой
воды с 23 до 60 и 90 0С позволит увеличить КИН соответственно на 0,064 и 0,104,
получить дополнительно 23,42 и 37,81 тыс.т нефти на элемент залежи.
В четвертой главе представлены результаты исследований, направленных
на повышение эффективности эксплуатации системы ППД на поздней стадии раз-
работки нефтяных месторождений. Дано описание методики по оценке эффектив-
ности работы нагнетательных скважин и комплекса программ для моделирования
заводнения нефтяных залежей.
Вначале на примере залежей ТТНК Арланского месторождения проанализи-
ровано состояние системы ППД на многопластовом месторождении. Установлены
неравномерность закачки воды по пластам, отсутствие приемистости по промежу-
точным пластам, влияние давления нагнетания на распределение закачиваемой во-
ды в сложных разрезах скважин и т.д.
Разработаны критерии оценки эффективности работы нагнетательных сква-

16
жин и системы ППД в целом. Для их определения предложена методика, основан-
ная на использовании программного комплекса «Караидель», основой которого яв-
ляется расчет текущих и накопленных полей (сеточных распределений) расходов
(скоростей) воды и нефти за счет закачки воды в нагнетательную скважину (группу
скважин) с последующим их осреднением и взвешиванием. С применением про-
граммного комплекса создается математическая модель разработки анализируемо-
го объекта. Модель настраивается по истории разработки, производит расчеты по-
казателей разработки на фактический и проектный периоды. При этом на каждый
временной слой записываются поля давлений и насыщенностей, показатели работы
добывающих и нагнетательных скважин, перетоки (расходы) жидкостей между
элементарными ячейками.
Ниже представлены основные расчетные формулы предлагаемой методики и
оцениваемые с ее помощью критерии эффективности работы нагнетательных
скважин и системы ППД в целом.
Материальный баланс жидкостей для любой ячейки пласта:
Qвi+1 + Qн+1 = QвI + Qн + q1?ij + qв?ij + q1+ij + qв+ij + qн? j1 + qв? j1 + qн +1 + qв +1 + DнN + DвN
i I 1 1 i i ij ij
(1)
н н

где Q Bn 1+ i , j - количество воды и нефти в ячейке на соответствующий временной слой;
1+ i , j
количество нефти и воды, поступившей за временной слой в ячейку.
q н ,в
Количество жидкости QN, вытекающей из элементарной ячейки в соседние,
вследствие закачки в нее воды через нагнетательную скважину:
(( ))
O N = O t * DнN + DвN / I t ,
t
(2)
где ItN - количество жидкости, втекшей в ячейку под действием закачки в скважину N;
Dн,в - количество нефти (воды), втекшей в ячейку из скважины.
Расходы флюидов в залежи под действием закачки воды в нагнетательную
скважину (суммирование осуществляется по всем ячейкам):
- нефти: QнN = ? (qн, j )
i


- жидкости: Qж = ? (qн, j ? qвi , j )
N i
(3)
Средневзвешенная обводненность:
( )
f вN = Qж ? QнN /(Qж )
N N
(4)
Средневзвешенная по объему зоны дренирования скважины скорость дви-
жения жидкости:
( )
? ж = ? V i , j *? ж Ni , j / ? V i , j ,
N
(5)



17
где V2! - объем пор ячейки Сi,j, a ? ж определяется векторным суммированием ско-
N



ростей вытекающей жидкости для жидкой ячейки.
Расчетное расстояние (R) от нагнетательной скважины до добывающей (до-
бывающих) скважины:

?
R=(ri*DжNi)/ DжNi (6)

Критерии эффективности работы нагнетательной скважины и системы ППД
в целом:
? - количество движущейся в пласте нефти под действием закачки в данную на-
гнетательную скважину QнN должно быть нe меньше предельного QNнпред;
? - обводненность движущейся в пласте нефти под действием закачки в данную
нагнетательную скважину fвN должна быть не выше предельной fвпредN;
? - расстояние, на которое перемещается закачиваемая вода, не должно превы-
шать Rnред.
В целом разработан комплекс программ по анализу и проектированию сис-
теме ППД месторождений с залежами в ТТНК, на основе которого реализованы
математические модели по 13 основным объектам разработки Башкортостана, в
том числе таких крупных, как ТТНК Арланской, Николо-Березовской и Вятской
площадей Арланского нефтяного месторождения. Обоснованы рекомендации по
совершенствованию, в т.ч по разделению закачки, системы ППД многопластовых
эксплуатационных объектов.
Пятая глава посвящена проблеме повышения эффективности эксплуатации
добывающих скважин. В ней представлен ряд разработанных методов и способов,
направленных на оптимизацию эксплуатации добывающих скважин в осложнен-
ных условиях.
Разработана усовершенствованная методика расчета забойного давления по
динамическому уровню в насосных скважинах. Составленная программа расчета
учитывает кривизну ствола скважины, привязана к базам данных, что позволяет
обрабатывать данные замеров уровня в автоматическом режиме, по мере посту-
пления информации. Апробация программы показала достаточную сходимость с
результатами, получаемыми путем прямых замеров забойных давлений
глубинными манометрами с погрешностью не выше 3%.

18
Разработана методика экспериментального определения сил трения штанг о
насосные трубы при эксплуатации ШСНУ. Получены значения величин коэффици-
ентов трения муфт о насосные трубы с учетом совместного влияния вязкости нефти,
скорости движения и прижимающей силы. Установлены границы перехода для
пар трения муфта-труба и штанга-труба на режим граничного (сухого) трения,
которое имеет место при условии S0 <10-6. Полученные результаты позволяют
прогнозировать возникновение указанного режима при работе ШСНУ и вырабо-
тать рекомендации для предотвращения сухого трения.
Разработана методика определения предела экономической и технологиче-
ской рентабельности эксплуатации добывающих скважин. Наличие баз данных по-
зволяет вести расчеты и принимать решения не только по месторождению, но и от-
дельно по промыслу, НГДУ, компании. Методика позволяет определять перечень
скважин, эксплуатация которых обеспечивает заданный уровень экономической и
технологической рентабельности разработки месторождения.



ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Создана усовершенствованная методика моделирования доразработки
нефтяных месторождений, основанная на построении детальных геолого-цифровых
моделей с различными типами разрезов путем преобразования дискретной кривой
литологии в непрерывные математические статистические кривые псевдолитоло-
гии, которая позволяет:
• моделировать пропластки - неколлекторы, а также границы зон выклинива-
ния (отсутствия) коллекторов в пределах общей эффективной толщины про-
дуктивного пласта;
• повысить качество, надежность и достоверность построения геологической
модели пласта и, как следствие, адекватно отражать его геологические осо-
бенности и фильтрационно-емкостные свойства (с учетом горизонтальной и
вертикальной анизотропии) при ремасштабировании модели на гидродина-
мическую сетку.
2. Разработан программный комплекс «Караидель», позволяющий создавать
модели заводнения крупных нефтяных месторождений, приуроченных к терриген-
ной толще нижнего карбона Башкортостана и находящихся на поздней стадии раз-
работки, и эксплуатировать модели как постоянно-действующие. Созданная мо-
дель доразработки крупнейшего Арланского месторождения позволила уточнить
19
распределение остаточных запасов нефти в ТТНК, состоящей из 8 совместно и раз-
дельно разрабатываемых продуктивных пластов, оценить степень их выработки и
показать отставание выработки промежуточных пластов от основных на 30 %. Для
повышения эффективности доразработки Арланского месторождения рекоменду-
ется «попластовая система разработки», предусматривающая организацию закачки
воды в промежуточные пласты отдельно от основных.
3. Усовершенствована методика моделирования процессов воздействия на
продуктивный пласт с целью увеличения нефтеизвлечения: полимерного заводне-
ния, термозаводнения, зарезки боковых стволов скважин.
• Создана математическая модель разработки ТТНК Арланского нефтяного
месторождения с применением полимерного заводнения. Модель позволяет
варьировать режимы закачки полимерного раствора (непрерывную закачку
или закачку оторочками), свойства растворов, виды адсорбции полимера по-
родой продуктивного пласта (обратимую и необратимую адсорбцию или от-
сутствие). Моделирование процесса полимерного заводнения Арланского
месторождения, выполненное для среднестатистического элемента, позволи-
ло определить прогнозную величину удельной эффективности от закачки
полимерного раствора, которая составила 0,02…0,16 тыс.т/т для варианта за-
качки полимера в виде оторочки и 0,01…0,08 тыс.т/т для варианта непре-
рывной закачки полимерного раствора.
• Создана математическая модель разработки ТТНК Арланского нефтяного
месторождения с применением термозаводнения. Модель позволяет рассчи-
тывать основные показатели процесса закачки теплоносителя в пласт ис-
пользовать различные формы природных резервуаров, выбирать наиболее
эффективные варианты закачки теплоносителя в пласт. Моделирование про-
цесса термозаводнения Арланского месторождения, выполненное для сред-
нестатистического элемента, показало, что увеличение температуры закачи-
ваемой воды с 230С до 60 и 90 0С позволит увеличить коэффициент извлече-
ния нефти (КИН) соответственно на 0,064 и 0,104, получить на один эле-
мент дополнительно 23,42 и 37,81 тыс.т нефти.
• Разработана методика выбора, проектирования и оценки технологической
эффективности зарезки боковых стволов в скважинах. Математический экс-
перимент, выполненный с применением разработанного программного ком-
плекса «Караидель», позволил оценить эффективность зарезки боковых
стволов скважин на Арланском нефтяном месторождении. Результаты экс-
перимента показали, что из 30 пробуренных боковых стволов 20 оказались
успешными.

20
4. Предложены методы и способы, направленные на оптимизацию эксплуа-
тации скважин в осложненных условиях поздней стадии разработки нефтяных ме-
сторождений:
• усовершенствованная методика расчета забойного давления по динамиче-
скому уровню;
• методика экспериментального определения сил трения штанг о насосные
трубы при эксплуатации ШСНУ;
• методика определения предела эксплуатации добывающих скважин.
Результаты исследований по диссертационной работе нашли практическое
использование на месторождениях Башкортостана.
Материалы диссертации опубликованы в следующих основных работах:
1. Минликаев В.З., Васильева Л.Н., Тимашев Э.М., и др. Анализ методики
прогнозирования технологических показателей разработки (на примере залежей
нефти Новохазинской площади Арланского нефтяного месторождения)// Нефте-
промысловое дело. - 2003г. -№ 9. - С.18-29.
2. Минликаев В.З., Родионов В.П. Эффективная разработка залежей нефти
терригенного девона Серафимовского месторождения на естественном водонапор-
ном режиме: Сб. науч. тр. / БашНИПИнефть: - Уфа, 1992. - С. 136-140.
3. Минликаев В.З., Юсупов Р.Г. Особенности разработки залежей нефти в кар-
бонатных коллекторах месторождений НГДУ «Октябрьскнефть»: Сб. науч. тр. /Баш-
НИПИнефть; Вып. 96. - Уфа, 1999 - С. 91-99
4. Дзюба В.И., Никитин В.Т., Минликаев В.З., и др. Моделирование разра-
ботки нефтяных месторождений на поздней стадии// Разработка нефтяных и неф-
тегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы
совещания (г.Альметьевск, сентябрь 1995г.). – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 424-433
5. Минликаев В.З., Чиняев В.В., Баймухаметов Т.К. Основные результаты
математического моделирования разработки ТТНК Арланского нефтяного место-
рождения// Тезисы науч.-практ. конференции "Решение проблем освоения нефтя-
ных месторождений Башкортостана", г.Уфа, БашНИПИнефть, 10-11 декабря 1998г.
– Уфа: БашНИПИнефть, 1999. - С. 48-49.
6. Минликаев В.З., Солдаткин А.В. Разработка методических приемов, улуч-
шающих качество и достоверность геолого-цифровой модели при работе с ПО RMS:
Сборник докладов III Российской конференции пользователей компании ROXAR.
- М., 2002. -С.117-119.
7. Батыршин И.М., Минликаев В.З., Баймухаметов Т.К. Построение и кор-
ректировка схематических геологических профилей по данным интерпретации
ГИС: Сб. науч. тр. / БашНИПИнефть; Вып. 98. - Уфа, 1999. С.7-10.

21
8. Абдулмазитова Г.Ф., Минликаев В.З. Математическое моделирование раз-
работки ТТНК Кадыровского участка Илишевского нефтяного месторождения:
Материалы VI науч.-техн. конференции молодых ученых и специалистов /ДООО
"Башнипинефть". - Уфа, 2001. -С.38-44.
9. Минликаев В.З.. Математическая модель разработки терригенной толщи
нижнего карбона Николо-Березовской площади и некоторые результаты: Сб. науч.
тр./ БашНИПИнефть; Вып. 92. -Уфа, 1997. -С. 87-95.
10. Минликаев В.З., Лозин Е.В., Тимашев Э.М. Критерии оценки эффектив-
ности работы нагнетательных скважин и методика расчета: Сборник научных
трудов/ Уфа, БашНИПИнефть; Вып.100, 2000, -С. 28-36.
11. Минликаев В.З., Чиняев В.В., Баймухаметов Т.К. Комплекс программ для
моделирования заводнения нефтяных залежей: Сб. науч. тр. БашНИПИнефть; Вып.
96. - Уфа, 1999. - С. 87-91.
12. Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Гарифуллина Л.А., Минликаев В.З., Ро-
дионов В.П., Тимашев Э.М., Чиняев В.В. Анализ эксплуатации скважин с боковы-
ми стволами на месторождениях АНК «Башнефть»// НТЖ "Нефтепромысловое де-
ло". – М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -№ 8. -С. 33-38.
13. Гарифуллин А.Ш., Минликаев В.З. Методика определения предела экс-
плуатации добывающих скважин: Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть; Вып. 96. - Уфа,
1999. -С. 92-96.
14. Минликаев В.З., Уразаков К.Р., Баймухаметов Т.К., Чиняев В.В. Метод
расчета забойного давления по динамическому уровню: Сб. науч. тр. /БашНИПИ-
нефть; Вып. 94. -Уфа, 1998. -С. 179-183.
15. Уразаков К.Р., Минликаев В.З., Песляк Ю.А. Экспериментальное иссле-
дование трения муфт и штанг о насосные трубы: Сб. науч. тр. / БашНИПИ-
нефть. Уфа. 1985. -С. 16-23.
16. Уразаков К.Р., Минликаев В.З. и др. РД 39-00147275-057-2000 "Методи-
ческое руководство по проектированию, строительству и эксплуатации дополни-
тельных (боковых) стволов скважин"/К.Р. Уразаков, В.З. Минликаев и др. – Уфа:
БашНИПИнефть, 2000. - 47 с.
17. Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Козлов Ю.А., Минликаев В.З., Тимашев
Э.М. Проектирование и реализация систем разработки залежей с применением го-
ризонтальных скважин // Нефтяное хозяйство - 2000. -№ 12. - С. 123-127.
18. Аглиуллина Е.А., Дунаев С.А., Лозин Е.В., Минликаев В.З.. Никитин
В.Т., Родионов В.П., Тимашев Э.М., Чиняев В.В. Методика Башнипинефть для
анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений/ Башнипинефть. –
Уфа, -2002. - 60 с.

22
19. Уразаков К.Р., В.В.Андреев, Минликаев В.З. и др. Справочник по добыче
нефти. –М.: Недра, 2000. - 374 с.
20. Баймухаметов Т.К., Гарифуллин А.Ш., Минликаев В.З., и др. Прогноз ра-
боты эксплуатационных скважин: Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть; Вып. 96. - Уфа,
1999. -С. 59-66.
21. Минликаев В.З, Уразаков К.Р. и др. Область применения и подбор ком-
прессоров для откачки газа из затрубного пространства насосных скважин. -
Депонировано в ВИНИТИ, № 485 – В 99, 15.02.1999. - 8 с.




23



СОДЕРЖАНИЕ