Выбор метода воздействия на основе нечеткой логики

Выбор метода воздействия (МВ) для разрабатываемого нефтяного месторождения  сложный и ответственный этап разработки залежи. Подавляющее большинство МВ  это дорогостоящие и технологически более сложные процессы по сравнению с естественным режимом пласта или с заводнением. Обоснованный выбор МВ позволяет в значительной мере снизить степень технологического и экономического риска при РНМ.

Любые воздействия на нефтенасыщенный продуктивный пласт сводятся, по существу, к сохранению или повышению подвижности нефти. Сохранение подвижности нефти осуществляется с помощью нагнетания рабочего агента (воды) в продуктивный пласт, при котором поддерживаются начальные термодинамические условия пласта  пластовое давление и температура. Повышение подвижности нефти может осуществляться с помощью снижения вязкости нефти; увеличения проницаемости пористой среды продуктивного пласта; увеличения вытесняющей способности рабочего агента и вымывающей способности нагнетаемого агента (воды и др.). Выбору МВ на нефтяную залежь предшествует этап подробного изучения геологического строения продуктивного пласта, петрографо-минерального состава, структуры и петрофизических свойств пород, слагающих пласт, геохимических условий и характеристик насыщающих пласт жидкостей; построения геологической модели залежи.

Неопределенность (нечеткость) характерна не только для геологического строения, но и для пределов применимости различных МВ на залежь. Эта нечеткость проистекает из неполноты знания как строения, свойств залежи и ее неоднородности, так и всей совокупности процессов и механизмов, происходящих при нагнетании рабочих агентов. Использование аппарата нечеткой логики и экспертных оценок позволяет определять наиболее эффективные МВ и получать не только качественную характеристику применимости метода типа "пригоден не пригоден" (в случае использования классической булевой логики), но и находить количественную оценку, например "70 % запасов данного месторождения могут быть выработаны с использованием метода нагнетания пара с коэффициентом успешности, равным 0,9". На основании решения этой "предзадачи" из множества возможных технологий определяются несколько наиболее перспективных с точки зрения их реализации в данных геологических условиях МВ с достаточно высоким коэффициентом успешности. Для этих МВ в дальнейшем осуществляется полномасштабное компьютерное моделирование процесса извлечения нефти. Такой подход является своего рода локальной оптимизацией, позволяющей не рассматривать заведомо неэффективные технологии разработки и полностью сосредоточиться на наиболее перспективных МВ с точки зрения их применения на данном месторождении. Этот подход, гарантируя выбор оптимальной технологии (или сочетания технологий) воздействия, обеспечивает, кроме того, значительную экономию затрат машинного времени и человеческих ресурсов по сравнению с дорогостоящими и длительными опытно-промышленными испытаниями новых технологий.

Одной из основных задач современной разработки нефтяных месторождений является повышение нефтеотдачи пластов. Значительный прирост добычи нефти от применения различных современных МВ по сравнению с традиционными методами разработки достигается в основном в пластах с повышенной вязкостью нефти, обводненных пластах и низкопроницаемых коллекторах. Мировые нефтяные запасы составляют около 60010⁹т. Применение МВ позволит повысить нефтеотдачу в среднем на 510%. Это соответственно равно приросту извлекаемых запасов нефти на (3060)^.10⁹т.

Значительный вклад в создание и моделирование МВ внесли: М.Т. Абасов, М.А. Авдонин, М.Т. Алишаев, И.Д. Амелин, Г.А. Бабалян, Н.К. Байбаков, К.С. Басниев, И.И. Богданов, А.А.  Боксерман, Л.Н. Бученков, А.Г. Важеевский, В.Е. Гавура, А.Р. Гарушев, Ш.К. Гиматудинов, А.П. Горбунов, И.К. Дуброва, В.М. Ентов, С.А. Жданов, Ю.П. Желтов, П.И. Забродин, С.Н. Закиров, Н.В. Зубов, Г.З. Ибрагимов, М.М. Иванова, В.А. Иванов, Б.И. Леви, Г.Е. Малофеев, Ю.Т. Мамедов, И.Л. Мархасин, Э.Д. Мухарский, А.Ю. Намиот, Р.И. Нигматулин, К.А. Оганов, А.В. Оноприенко, Н.Л. Раковский, В.А. Рождественский, Л.И. Рубинштейн, В.П. Степанов, И.Н. Стрижов, М.Л. Сургучев, В.В. Сурина, А.Г. Тарасов, Н.И. Хисамутдинов, М.М. Чарыгин, А.Н. Чекалин, Э.Б. Чекалюк, Э.П. Чен-Син, А.Б. Шейнман, В.Н. Щелкачев, Б.В. Щитов, С.И. Якуба, К. Aziz, V. Balint, W.E. Brigham, J. Burger, H.L. Chang, C. Chu, K.M. Coats, M. Combarnous, F.F. Craig, P.B. Crawford, R.B. Crookston, S.M. Farouq Ali, B.S. Gottfried, L.W. Holm, M.K. Hwang, A.W. Ioko, V.A. Josendal, H. Kazemi, M.A. Klins, F. Kovarik, R.N. Langenheim, M. Latil, H.A. Lawwerier, H.Y. Lo, T.W. Marx, C.S. Matthews, E.N. Mayer, F.M. Orr, D.W. Peaceman, M.A. Prats, H.J.Jr. Ramey, R.J. Robinson, A. Settari, J.L. Shelton, C.R. Smith, M.Y. Soliman, P. Souriean, A. Spivak, H.L. Stone.

Одной из наиболее распространенных является классификация МВ, основанная на физической характеристике вытесняющего агента. Различают следующие основные виды МВ: гидродинамические (ГДМВ); термические (ТМВ); физико-химические (ФХМВ); газовые (ГМВ); микробиологические (МБМВ). Основные виды МВ приведены в табл. 1. По природе сил МВ можно подразделить на гидродинамические, термические, физико-химические, газовые, микробиологические и акустические.

Термические методы предназначены для повышения подвижности нефти, главным образом за счет уменьшения ее вязкости, что осуществляется путем нагнетания в пласт горячей воды и пара, а также за счет создания очага горения в пласте. Причем в последнем случае наряду с уменьшением вязкости нефти повышается коэффициент ее извлечения за счет улучшения вытеснения нефти продуктами ее дистилляции. Физико-химические методы воздействия имеют своей целью либо увеличение отмывающей способности воды (путем закачки поверхностно-активных веществ (ПАВ), оторочек углекислого газа, мицеллярных растворов, сжиженных газов, концентрированной серной кислоты, воздействия щелочами и биореагентами), либо улучшение вытесняющих свойств воды (нагнетание полимеров, инертных газов, пен, эмульсий), либо увеличение подвижности нефти путем взаимного растворения газа и нефти при нагнетании газов.

Таблица 1. Классификация методов воздействия

N п/п	Вид МВ	Способ МВ
1 2 3 4 5	Гидродинамический Термические Физико-химические Газовые Микро-биологические	Заводнение Нагнетание пара Нагнетание горячей воды Внутрипластовое горение Нагнетание водного раствора ПАВ Нагнетание водного раствора полимера Нагнетание водного раствора щелочи Мицеллярное заводнение (нагнетание мицеллярных растворов) Мицеллярно-полимерное заводнение Нагнетание водного раствора серной кислоты Нагнетание водного раствора спирта Карбонизированное заводнение Нагнетание азота Нагнетание СО2 Нагнетание газа высокого давления Нагнетание углеводородных растворителей Нагнетание обогащенного газа Био-ПАВ Биополимеры Нагнетание микроорганизмов с циклическим вводом питания Микробное (меласское) заводнение Метод активизации естественной микрофлоры

В настоящее время из нескольких десятков перспективных МВ получили промышленное и опытно-промышленное распространение лишь 1011 методов. Это закачка водных растворов полимеров, ПАВ, щелочи, серной кислоты, мицеллярных растворов, углеводородных газов, двуокиси углерода, азота, а также нагнетание горячей воды, паротепловое воздействие и внутрипластовое горение. Разработка нефтяной залежи с активным воздействием на пласт подразумевает нагнетание в пласт рабочего агента, вытесняющего нефть из пористых сред. В настоящее время известно большое количество рабочих агентов: вода, воздух, различные газы, физико-химические реагенты и др. Наиболее доступным, дешевым, высокоэффективным и распространенным агентом является вода. Среди термических методов наиболее активно применяются паротепловое воздействие и закачка горячей воды, за счет использования которых предполагается получить 58-65 % общей добычи нефти с применением термических МВ. Из газовых методов наибольшее развитие получили методы закачки СО₂ и углеводородных газов, которые позволяют увеличить коэффициент нефтеотдачи обводненных пластов с маловязкой нефтью до 18 %. Однако использование этих МВ сдерживается высокой стоимостью газов, составляющей 5070 % общей стоимости технологии с их применением. В России эти методы пока распространены не столь широко из-за отсутствия постоянных источников получения СО₂ и надежных технических средств для его транспортировки и нагнетания. Из физико-химических методов в промышленных масштабах используется полимерное заводнение. Развитие других ФХМВ сдерживается высокой стоимостью химических реагентов и неоднозначными результатами опытно-промышленных работ. За счет совершенствования технологий физико-химических методов добыча нефти может составить около 30 % общей, полученной за счет применения всех МВ. Сравнительно новыми и одними из наиболее перспективных МВ являются микробиологические методы. Они относятся к одним из самых наукоемких и высокотехнологичных.

Критерии применимости МВ

При проведении лабораторных, а в дальнейшем и опытно-промышленных работ по применению различных МВ было отмечено влияние различных геолого-физических параметров пласта и пластовых жидкостей на их эффективность.

Анализ успешных и неуспешных результатов проводимых работ позволил получить интервалы значений различных геолого-физических параметров, при которых применение того или иного МВ дало положительные результаты (с точки зрения технологического и экономического эффектов). Эти значения геолого-физических параметров были названы критериями применимости МВ.

Геолого-физические параметры, оказывающие влияние на возможность и эффективность применения тех или иных МВ, могут быть подразделены на три группы.

1. Параметры, не меняющиеся ни по площади залежи, ни в процессе разработки: тип коллектора, глубина залегания продуктивного горизонта, мощность горизонта, температурный градиент.

2. Параметры, изменяющиеся по площади залежи, но остающиеся неизменными в процессе разработки: минеральный состав обломочной части терригенных коллекторов, глинистого материала и карбонатных пород-коллекторов, мощность продуктивного пласта, его расчлененность, песчанистость, глинистость пород, минерализация пластовых вод, их соленость, плотность и вязкость нефти.

3. Параметры, изменяющиеся как по площади и разрезу продуктивного горизонта, так и во время разработки залежи: проницаемость коллекторов, их пористость, нефте-, водо- и газонасыщенность, гидрофобность и гидрофильность порового пространства, пластовое давление.

Таким образом, изначально по параметрам первой группы можно проводить отбраковку МВ, которые не могут быть применены из-за ограничений, вносимых этими характеристиками. По второй группе параметров в пределах залежей могут быть выделены участки, в которых существуют ограничения применимости тех или иных методов. По третьей группе параметров целесообразно проектировать во времени смену одного МВ другим на отдельных участках залежи.

Для каждого МВ существуют свои критерии применимости, которые связаны с особенностями термических, физико-химических процессов, происходящих в пласте. Так, например, для термических МВ основными параметрами, ограничивающими их применение, являются толщина, проницаемость и глубина залегания.

Применение газовых методов ограничено по таким параметрам, как толщина пласта, вязкость нефти и пластовое давление. Последний параметр оказывает существенное влияние на условия смешиваемости закачиваемых газов с пластовой нефтью.

Для физико-химических методов температура пласта, соленость и минерализация пластовых вод являются основными ограничивающими параметрами. При повышенных их значениях происходит разрушение молекул химического реагента, что в значительной степени снижает эффект МВ.

Классификация критериев применимости

В табл. 2 приведены единицы измерения и пределы изменения геолого-физических параметров, характерные для РНМ. Таблицы критериев применимости (см. табл. 49) составлены с учетом имеющихся данных в литературе по каждому параметру, а также на основании экспертных оценок.

При выборе МВ необходимо знание предельных значений геолого-физических и фильтрационно-емкостных параметров. Указанные экстремальные параметры используются при построении функций принадлежности.

Ниже приводится краткое описание параметров и особенностей их влияния на осуществление различных МВ. Описание параметров, как правило, включает определение, основные типы классификации, пределы изменения параметра (характерные для задач РНМ), механизмы и особенности влияния этих параметров на различные МВ.

Предлагается следующая классификация групп критериев применимости, которая возникла в результате консультаций с широким кругом специалистов ИПНГ РАН и ГАНГ им. И.М.Губкина в области геологии и разработки нефтяных месторождений, химии нефти, физики пласта (см. табл. 3).

Предлагаемая классификация критериев применимости является наиболее полной и в то же время включает существенные параметры, которые оказывают влияние на применение различных МВ. Данная структура критериев послужила основой формирования базы данных на персональных ЭВМ типа PC AT 386/486.

Таблица 2. Единицы измерения и пределы изменения параметров применимости МВ

Группа параметров	Параметр	Еди-ница изме-мере-ния	Пределы изменения параметра
I.Горная порода	Тип породы Тип коллектора Проницаемость Пористость Нефтенасыщенность Связанная вода Средний угол смачивания	- - мкм2 д.ед. д.ед. д.ед. град.	т, к п, тр, с 0,000120,0 0,0010,50 0,01,0 0,010,70 0180
II.Пласт	Толщина Толщина водонасыщенной зоны Толщина покрывающих пород Давление Температура Угол падения Глубина залегания	м м м МПа оС град. м	0,0100,0 0,530,0 3,0100,0 1,060,0 0,0200,0 090 0,06000,0
III.Пластовая нефть	Плотность Вязкость Кислотное число	кг/м3 мПа.с мг/г	5751100 0,011500 0,0110,0
IV.Пластовая вода	Минерализация pH Жесткость	г/л д.ед. г/л	0210,0 2,014,0 0100
V.Пластовый газ	Азотистые соединения Наличие свободного газа	д.ед. -	0,000,02 б
VI.Пластовые вещества	Парафин Асфальтены Смолы Сера Температура насыщения нефти парафином	д.ед. д.ед. д.ед. д.ед. оС	0,000,30 0,000,15 0,000,40 0,000,08 865
VII.Мине-ральный состав	Цемент Глины Карбонатность	д.ед. д.ед. д.ед.	0,000,30 0,000,25 0,001,0
Примечание. Здесь и далее в таблицах: т  терригенный, к  карбонатный, п  поровый, тр  трещинный, с  смешанный, б  благоприятный, нп  незначимый параметр, нб  неблагоприятный, нд  нет данных.

Рассмотрим физико-химические процессы, происходящие в пласте при применении МВ. При различных МВ механизм вытеснения нефти характеризуется сложным сочетанием разнообразных гидродинамических и физико-химических процессов, имеющих специфические особенности в конкретных геолого-физических условиях. Кроме того, РНМ нарушает равновесную метастабильную термодинамическую систему, которая существовала в залежи до ее вскрытия скважинами.

Таблица 3. Классификация групп критериев применимости для выбора МВ.

I. Горная порода	II. Пласт	III. Плас-товая нефть	IV. Пластовая вода	V. Пластовый газ	VI. Содер-жание пластовых веществ	VII. Минераль-ный состав породы
1. Тип породы  терриген-ный, карбонатный, пи-рокластический 2. Тип коллектора  по-ровый, трещинный, сме-шанный 3. Проницаемость 4. Пористость 5. Начальная нефтенасы-щенность 6. Остаточная нефтенасы-щенность 7. Начальная газонасыщен-ность 8. Содержание связанной воды 9. Средний угол смачива-ния (гидрофильный и гидрофобный коллектор) 10. Средний диаметр зерен	1. Общая толщина 2. Эффективая нефтенасыщенная толщина 3. Толщина нефте-насыщенной зоны 4. Толщина газонасыщенной зоны 5. Толщина перек-рывающих про-слоев 6.Давление 7. Температура 8. Расчлененность 9. Песчанистость 10. Средний угол падения 11. Глубина залегания кровли	1. Плот-ность 2.Вязкость 3. Содер-жание фракций, выкипаю-щих при T <300С 4. Содер-жание фракций, выкипаю-щих при T >300С 5. Кислот-ное число	1. Плотность 2. Вязкость 3. Общая минерализация 4. Водородный показатель pH Содержание: 5.Анионов хлора (Cl) 6. Анионов сульфата (SO4 ) 7. Анионов бикарбоната (HCO3) 8. Анионов карбоната (CO3 ) 9. Катионов натрия и калия (Na+ K) 10.Катионов магния (Mg) 11.Катионов кальция (Ca)	1. Плотность 2. Вязкость 3. Массовое содержание C2-C6 Содержание: 4.Азота 5.Кислорода 6.Окиси углерода 7.Двуокиси углерода 8.Сернистого ангидрида 9.Углеводорода 10.Водорода 11.Метана	1. Парафи-на 2.Асфаль-тенов 3.Смол 4.Гипса 5.Серы 6.Йода 7.Брома 8.Бора 9.Аммония	1. Кварц 2. Полевой шпат 3. Обломки 4. Цемент 5. Ненабу-хающие (каолинитовые) глины 6. Набуха- ющие (монтмо-риллонитовые) глины

Гидродинамические МВ  заводнение

Заводнение  самый распространенный МВ, при котором процесс вытеснения нефти водой происходит при одновременном поддержании пластового давления. Более 80% залежей нефти разрабатываются с использованием заводнения. В качестве рабочего агента используется вода в силу своей вытесняющей способности, широкой доступности и дешевизны. В табл. 4 приведены критерии применимости гидродинамических МВ.

Таблица 4. Критерии применимости гидродинамических МВ

Параметры	Единица измерения	Заводнение
Тип породы Тип коллектора Проницаемость Пористость Нефтенасыщенность Связанная вода Средний угол смачивания	- - мкм2 д.ед. д.ед. д.ед. град.	т, к п 0,15,0 0,10,5 0,71,0 нп 090
Толщина Толщина водонасыщенной зоны Толщина покрывающих пород Давление Температура Угол падения Глубина залегания	м м м МПа оС град. м	3,0100 нп >3 нп 20100 0,05 нп
Плотность Вязкость Кислотное число	кг/м3 мПас мг/г	6501000 0,0125 нп
Содержание парафина Содержание асфальтенов Содержание смол Содержание серы Температура насыщения нефти парафином	д.ед. д.ед. д.ед. д.ед. оС	0,000,055 нп нп 0,00,02 Tпл >Tн
Содержание цемента Содержание глин Карбонатность	д.ед. д.ед. д.ед.	нп 0,0-0,05 нп

Использование воды обеспечивает достаточно высокую устойчивость фронта вытеснения вследствие того, что плотность и вязкость воды близки к соответствующим характеристикам большинства нефтей, а также потому, что высокое межфазное натяжение не способствует вязкостному языкообразованию. Насыщенность остаточной нефтью варьирует в широких пределах от 0,05 до 0,80 д.ед. Эта величина зависит в основном от соотношения подвижностей нефти и воды и от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта (пористости, проницаемости и др.). На эффективность процесса заводнения оказывает влияние и соотношение подвижностей воды (в) и нефти (н):

M = в/н.

Вследствие более низкой вязкости воды по сравнению с нефтью ее подвижность больше. Можно выделить следующие модификации метода заводнения: непрерывное нагнетание воды, циклическое нагнетание воды, изменение направления фильтрационных потоков. Циклическое заводнение предназначено для увеличения охвата пласта. Изменение направления фильтрационных потоков осуществляется путем смены режима нагнетания на режим отбора жидкости в нагнетательной скважине и смены режима отбора на режим закачки воды в добывающей скважине. Эта модификация заводнения также служит увеличению охвата пласта воздействием. Наиболее заметные изменения свойств пластовой нефти происходят в хорошо дренируемых зонах при длительной эксплуатации с высоким водонефтяным фактором (ВНФ).

Рассмотрим на примере месторождения Пильтун-Астохское применение гидродинамических методов.

Пилтун-Астохское (ПА) месторождение расположено на Дальнем Востоке, на шельфе острова Сахалин, в 12-15 км от берега. Месторождение протяженностью примерно 40 км и шириной 10 км расположено на глубине воды 30- 50 м. геологические запасы нефти превышают 4 млрд ст. барр Месторождение содержит пачку пластов берегового склона, залегающих на глубине 1900-2500 м. и состоит из двух основных участков разработки: Астохской антиклинали на юге и Пилтунской антиклинали на севере. Карта месторождения представлена на рис.1.

рис.1 карта Пильтун-Астохского месторождения

Освоение месторождения началось с установки на Астохском участке в 1999 г. платформы с 32 буровыми окнами первоначально нефть добывалась из 13 сводовых скважин с обратной закачкой газа в одну газонагнетательную скважину. Нефть по сегодняшний день отгружается танкерами, что ограничивает сезон добычи безледовым периодом с мая по декабрь. Поскольку оборудование для транспорта газа отсутствует, добываемый газ. за исключением потребляемого в качестве топлива, закачивается обратно в пласт. Несмотря на обратную закачку газа и ежегодный шестимесячный перерыв в добыче, пластовое давление падает по мере добычи нефти, что указывает на сравнительно низкое поддержание давления законтурной водой. Для поддержания давления и увеличения охвата в 2004 г началась закачка воды в приконтурную область. На 1.1.2006 добыто около 73 млн. ст. барр нефти и закачано около 31 млн. барр. воды в 4 водонагнетательные скважины (круглогодичная закачка).

Основным объектом разработки на Астохском участке является наиболее мелкозалегающий пласт, содержащий высокопроницаемую залежь большой толщины. Остальные пласты на данном участке преимущественно газо- или водоносные (рис.2).

рис.2 Поперечный разрез Астохского участка

Пилтунский участок сложен многочисленными нефтеносными пластами. Однако, фильтрационно-ёмкостные свойства, в среднем, хуже, чем на Астохском участке (рис.3).

рис.3 Поперечный разрез Пильтунского участка

Основная нефтяная залежь на Астохском участке не имеет непосредственной газовой шапки, не смотря на то, что первоначально условия в пласте совпадали с условиями разгазирования, или были близки к ним. На Пильтунском участке газовые шапки представлены во всех пластах, что приводит к наличию многослойной нефтяной оторочки с толщиной слоев 80-280 м. Нефть, как правило, имеет плотность 32^е АРI. газосодержание 540-800 ст.куб.фт./ст.барр. и объёмный коэффициент 1.26 пл.барр/ст.барр. Поскольку вязкости нефти и воды в пластовых условиях близки и составляют 0.4-0.6 сП. коэффициенты подвижностей благоприятны для применения метода заводнения.

В 2005 г. на Пилтунском участке была установлена платформа с 45 буровыми окнами на бетонном гравитационном основании. По схеме разработки многопластового Пилтунского участка нефть будет добываться через среднерасположенные нефтедобывающие скважины, а закачка воды будет вестись в скважины вверх и вниз по падению. Закачка воды начнется одновременно с добычей нефти на Пилтунском участке. Буровая установка будет использоваться непрерывно в течение первых 10 лет для бурения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин, а также для спуска инструмента в скважины и наблюдению за поведением пласта.

На обоих участках будет закачиваться подготовленная морская вода, которая будет заменена на пластовую воду посте прорыва воды в скважины, что позволит исключить проблему сброса пластовой воды. Для увеличения приемистости нагнетательных скважин и снижения влияния качества нагнетаемой воды выбрана схема заводнении при давлении выше давления трещинообразования в режиме контролируемого гидроразрыва, что снижает количество нагнетательных скважин и требования к подготовке закачиваемой воды.

Система нагнетания воды спроектирована на темп нагнетания 140000 барр./сут с Астохской платформы и 120000 барр./сут с Пилтунской платформы. Морская вода подвергается фильтрационной очистке и снижению содержания кислорода до 10 частей на млрд. Перед нагнетанием в пласт добываемая вода подготавливается до содержания нефти 200 частей на млн. и подвергаться фильтрационной очистке.