МЕТОД ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ.

Написал НИИ "СибГеоТех"

07.09.2004

Для прогнозирования уровня добычи нефти, добычи жидкости, темпа обводнения, коэффициента падения дебита, подвижных запасов, извлекаемых запасов (при заданной обводненности) и других технологических показателей разработки продуктивных пластов на практике часто используют характеристику вытеснения (характеристика заводнения, кривая обводнения, кривая падения добычи, профиль добычи, модель пласта) – зависимость накопленной добычи нефти ΣQн от накопленной добычи жидкости ΣQж.

Такую зависимость можно получить по следующим объектам:

отдельный пласт (участок пласта);
эксплуатационный объект (ЭО);
группа скважин, взаимодействующих через пласт;
конкретная добывающая скважина;
осредненная добывающая скважина (для рассматриваемой группы скважин);
отдельные пласты (ЭО), дренируемые через общую скважину, при использовании технологии ОРРНЭО

Для описания характеристики вытеснения (ХВ) существует множество различных аппроксимаций. ХВ можно представить наиболее общем виде [1,3]:

ΣQн = Аj + Вj · ln(ΣQж+Cj) + Dj · (ΣQж)^Ej (1)

где: Аj, Вj, Сj, Dj, Ej – коэффициенты, определяемые по накопленным статистическим данным методом наименьших квадратов для каждого j – периода эксплуатации (от одного мероприятия до следующего мероприятия).

Модель по отдельному участку пласта, дренируемого (эксплуатируемого) отдельной скважиной, можно считать неизменной только при неизменных значениях его структурных и параметрических характеристик. То есть при любом существенном геолого-техническом воздействии на пласт (гидроразрыв пласта, дополнительная перфорация, изоляционные работы, длительный простой, глушение и пр.) его характеристики изменяется, а значит и его модель уже будет другой. В таких случаях для этих пластов отдельных скважин следует рассматривать кусочную (j-кусочную, двух-кусочную) характеристику вытеснения. При построении характеристики вытеснения для отдельного эксплуатационного объекта, дренируемого скважиной в качестве делимитора (разделителя кусков) можно принять момент изменения его структурных (проведения ГТМ) или параметрических характеристик (прорыв воды по отдельному высокопроницаемому пропластку, смена технологического режима).

Промысловые статистические данные по скважинам показывают, что предложенная характеристика вытеснения (1):

- наиболее универсальна, так как включает в себя многие модели, как частный случай;

- достаточно информативна. В частности, начальный кусок (ХВ), характеризующий выработку запасов из высокопроводящих каналов в безводный период, лучше аппроксимируется степенной зависимостью, а конечный кусок с высоким обводнением, характеризующий выработку запасов из низкопроводящих каналов после прорыва воды в добывающую(щие) скважину, точнее описывается логарифмической зависимостью. Доля вклада слагаемого с логарифмом возрастает с увеличением обводненности.

Анализируя данные кусочной аппроксимации [1] можно определить эффективность методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и/или геолого технических мероприятий (ГТМ), когда накопленная добыча нефти с аппроксимационными коэффициентами (j) после ГТМ больше, чем с коэффициентами ХВ на куске (j-1) до проведения ГТМ.

Если суммарная ХВ по каждой рассматриваемой группе скважин отклоняется к оси суммарной накопленной добычи нефти, то это свидетельствует о вводе в разработку дополнительных запасов нефти. При этом в куске (j) ХВ после мероприятия увеличивается доля степенной зависимости, а это является признаком повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). При интенсификации добычи нефти (ИДН) растет логарифмическая часть зависимости [1].

Например, при гидроразрыве пласта эффективность чаще всего обусловлена интенсификацией (за некоторым исключением), а при внедрении технологии одновременно-раздельной разработки эксплуатационных объектов (технология ОРРНЭО – увеличением коэффициента извлечения нефти (КИН).

В НИИ "СибГеоТех" разработана методика и комплекс программ для построения характеристик вытеснения посредством аппроксимации статистических данных пласта (скважины) различными зависимостями:

В частности:

- с двумя параметрам - характеристики вытеснения Лысенко В.Д., Дж.Арпс;

- с тремя параметрами - экспоненциальная аппроксимация Стасенкова В.В.;

- с тремя параметрами - экспоненциальная характеристика вытеснения Леонова В.А. [2 ];

- трех-параметрическая модель АЛГОМЕС-1 [6];

- трех-параметрические аппроксимации Казакова А.А., Орлова В.С., Ревенко В.М., Амелина И.Д., Сазонова Б.Ф., Мулявина С.Ф. и др.;

- четырех-параметрическая модель АЛГОМЕС-2, предложенная Медведским Р.И., Севастьяновым А.А., Коровиным К.В. [6]);

- четырех-параметрические аппроксимации Леонова В.А.[1,2];

- пяти - параметрическая модель Леонова В.А. [3] с коэффициентами (Aj, Bj, Cj. Dj, Ej) для каждого j-того куска характеристики вытеснения;

- степенные [1,3] пяти [1] -, шести [3]- и семи [3]- параметрические аппроксимации.

- экспоненциальные двух- трех- и четырех- параметрические аппроксимации [2, 4, 5, 6 ].

Экспоненциальные аппроксимации лучше описывают физику процесса выработки неоднородного эксплуатационного объекта [2,6].

Чем больше подбираемых параметров (коэффициентов) и чем больше кусков на характеристике вытеснения, тем меньшую погрешность можно получить при аппроксимации.

Темп обводнения эксплуатационного объекта характеризуется также сравнением линейных зависимостей от накопленной добычи жидкости водо-нефтяных факторов (ВНФ)д и (ВНФ)з, полученным как отношение соответственно добываемой и закаченой (нагнетаемой) накопленной воды к накопленной добычи нефти [2] и [5].

Предлагаемая методика позволяет:

- делать прогнозы по изменению добычи нефти;

- делать прогнозы по изменению обводненности добываемой продукции;

- определить начальные и остаточные подвижные, извлекаемые и дренируемые запасы с учетом вероятностных оценок P10/P50/P90;

-оценить недоборы углеводородов (нефть, газ, газоконденсат) при уменьшении (снижении) межремонтного периода (МРП) работы скважин из-за глушения терригенных (полимиктовых) низкопроницаемых продуктивных пластов.

- выявить скважины с заколонным перетоком воды и негерметичностью эксплуатационной колонны;

- оценить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий (ТМ);

- оценить эффективность внедряемых методов увеличения нефтеотдачи (МУН);

- разделить дополнительную добычу нефти от ГТМ на доли: от интенсивикации (ИДН) и от повышения нефтеотдачи (ПНП);

- корректировать характеристику вытеснения по аппроксимации [5] в зависимости от МРП (количества глушений скважин) и проницаемости (удельного коэффициента продуктивности);

- использовать в интегрированной модели "пласт-скважина-система сбора-система поддержания пластового давления" как динамическую модель пласта для прогнозирования показателей разработки.

Для оценки эффективности [2] и оптимизаци процесса заводнения на отдельном эксплуатационном объекте многопластового месторождения используется отношение прироста накопленной добычи нефти из этого объекта к изменению накопленной закачки в него через нагнетательные скважины.

На основе существующих характеристик вытеснения по скважинам предложен способ адаптивной разработки месторождения [1, 7], направленный на максимальное извлечение нефти из пластов (максимизации КИН). При этом по скважинам выбираются технологические режимы, оптимизирующие интенсивность:

- отбора пластового флюида для добывающих скважин;

- закачки воды для нагнетательных скважин;

с учетом геолого-технические мероприятий и ресурсосберегающих технологий (материалов).

Часто для повышении эффективности работы скважины достаточно отключить (вскрываемый ею) выработанный (обводненный), как правило наиболее проницаемый пласт (пропласток), например путем изоляции пласта (ИП) с помощью пакерной секции по технологии ОРРНЭО (модуль ИН ), предложенной НИИ "СибГеоТех" .

В общем случае отбор пластового флюида из каждого пласта каждой добывающей скважины нужно производить пропорционально подвижным запасам нефти, дренируемым в данном пласте данной скважиной.

1. Леонов В.А. Способ адаптивной оптимизации пластового давления. Тезисы доклада научно-практической конференции VIII Международной специализированной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия – 2001» «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения».

2. Леонов В.А. Доклад на заседании Нижневартовского отделения Общества нефтяных инженеров Society Petroleum Engineers «Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов одной сеткой скважин для повышения их нефтеотдачи».

3. Леонов В.А. Разукрупнение объектов разработки как метод повышения нефтеотдачи. Вестник недропользователя. ХМАО №18, 2007 .

4. Леонов В.А. Разукрупнение объектов разработки как средство адаптации гидродинамических моделей. Технологический форум SIS GeoQuest. Сочи – 2002 г.

5. Леонов В.А. Влияние межремонтного периода (МРП) на темп обводнения добываемой продукции в низкодебитных скважинах. //Определение оптимальных границ применения различных видов оборудования скважин, с учетом экономических показателей (Заседание секции НТС Миннефтегазпрома).Тюмень. 1991 г.

6. Медведский Р.И., Коровин К.В., Севастьянов А.А. Прогнозирование из пластов двойной средой. Вестник недропользователя. ХМАО № 15, 2005.

7. Гусев М.И., Леонов В.А. Об управлении технологическими режимами работы нефтедобывающего комплекса. Известия института математики и информатики Удмуртского государственного университета. 3, 2006, с. 25-26 .

8. Леонов В.А, Гусев М.И., Гусева Е.М. Оптимизация работы системы газлифтных скважин на основе характеристик вытеснения . Электронный архив научных трудов НИИ "СибГеоТех". 2004 г.

Добавить в любимые (0) | Просмотров: 58802

Ваш коментарий будет первым

Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.

Последнее обновление ( 13.11.2023 )

< Пред.		След. >