Метод характеристик вытеснения камбарова. Модели пласта и процессов вытеснения нефти Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности мун

6.1.4 Метод прослеживания обводненных интервалов

Метод заключается в определении поглощающих и ранее поглощавших прослоев в нагнетательных скважинах по профилям приемистости и прослеживании их от скважины к скважине. При этом особое внимание обращается на наличие интервалов замещения коллекторов и интервалов с ухудшенными коллекторскими свойствами, которые оказывают экранирующее влияние на продвижение жидкости. В каждой скважине устанавливаются две группы прослоев:

1) которые могут быть обводнены за счет продвижения по напластованию пород от ближайших нагнетательных скважин;

2) обводнение которых возможно в результате перетоков между отдельными прослоями или подхода воды от удаленных нагнетательных скважин.

После установления вероятного порядка обводнения отдельных прослоев в каждой скважине, используются имеющиеся эксплуатационные данные (текущие дебиты нефти и процент воды, их изменение во времени), результаты поинтервального опробования, профили притока жидкости, по которым делается предварительное заключение об обводнении прослоев. Далее по отношениям текущего дебита нефти к начальному и текущей нефтенасыщенной толщины к начальной проверяется соответствие выделенной нефтенасыщенной толщины текущему дебиту нефти. При этом качественно учитываются коллекторские свойства заводненной и оставшейся нефтеносной части пласта и обращается внимание на величину отбора жидкости из скважины. При низких отборах жидкости, не соответствующих потенциальным возможностям пласта, эксплуатационные данные не показательны, так как скважина может давать высокообводненную продукцию, хотя значительная часть пласта остается нефтеносной.

Сделанное по скважине заключение проверяется при дальнейшем прослеживании по данным следующих скважин, особенно если по ним имеются непосредственные данные о заводнении пластов.

На участках, где происходит подъем ВНК, необходимо учитывать и вертикальное перемещение воды, для чего можно использовать график зависимости между обводненностью скважины и расстоянием ВНК от нижних отверстий перфорации.

Таким образом, метод позволяет определить заводненную толщину продуктивного объекта в каждой скважине, и, следовательно, картину заводнения залежи в целом, и облегчает в дальнейшем построение карт влияния закачки.

Установленные перечисленными выше способами текущие положения ВНК по скважинам позволяют определить остаточную нефтенасыщенную толщину на дату анализа разработки и построить карту остаточных нефтенасыщенных толщин. Остаточные балансовые запасы нефти определяются путем планиметрирования этой карты, а систематически проводимые исследования такого рода дают представление о выработке запасов во времени.

Карты влияния закачки (рисунок Г.6), построенные по отдельным пластам, дают представление о структуре остаточных запасов, под которой понимается их распределение по продуктивным пластам и участкам залежи, имеющим различные геологические характеристики и степени изученности и условия их разработки.

6.1.5 Метод определения остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважин с помощью характеристик вытеснения

Метод основан на использовании характеристик вытеснения, построенных для добывающих скважин. По каждой скважине, находящейся в эксплуатации, а также по скважинам, эксплуатация которых прекращена в течение последних 5 лет, используя фактические данные по добыче нефти, воды и жидкости строятся характеристики вытеснения различного типа (по Камбарову, Назарову-Сипачеву, Сазонову и т.д.). Необходимо использовать не менее 4 типов характеристик вытеснения. Затем, используя полученные характеристики вытеснения, выполняется расчет добычи нефти и воды при продолжении эксплуатации скважин. Расчет продолжается до некоторого предела эксплуатации скважины - это либо достижение скважиной некоторой предельной обводненности, либо достижение скважиной некоторого минимального дебита по нефти. При достижении скважиной этих пределов расчет прекращается, а накопленная добыча нефти к этому моменту, начиная с даты, на которую выполняется анализ разработки нефтяной залежи, представляет собой остаточные запасы нефти в зоне дренирования скважины. Так как расчет осуществляется по нескольким типам характеристик вытеснения, то для использования принималось среднее значение по всем использованным характеристикам вытеснения. Если по одной из характеристик вытеснения рассчитанные остаточные запасы резко отличаются от запасов по другим характеристикам, то эти данные исключаются из расчета средних значений. По тем скважинам, которые на момент анализа разработки уже достигли предельной обводненности или предельного дебита, фиксируются нулевые остаточные запасы нефти. Аналогично, нулевые остаточные запасы нефти фиксируются по нагнетательным скважинам пласта.

По этим данным строятся карты остаточных запасов нефти по пласту. Эти карты следует использовать при построении карт остаточных нефтенасыщенных толщин.

6.2 Определение степени воздействия и охвата пластов нагнетанием

О состоянии выработки запасов нефти можно судить по динамике темпа отбора, текущего коэффициента нефтеотдачи и охвату воздействием на залежь нагнетания воды. Под темпом отбора понимается отношение годовой добычи нефти к начальным извлекаемым или балансовым запасам нефти, выраженное в процентах.

Текущий коэффициент нефтеотдачи определяется отношением накопленного количества добытой нефти к балансовым запасам на определенную дату.

Темп отбора нефти и текущая нефтеотдача анализируются в динамике по годам разработки и на дату анализа. Эти показатели определяются для залежи в целом и для отдельных площадей, блоков, участков и пластов разработки в зависимости от их начальных балансовых запасов. Данные приводятся в таблицах Д.12, Д.13, Д.14 и Д.15, в тексте указываются участки и пласты интенсивной и отстающей разработки с пояснением причин аномальности выработки запасов нефти из них.

Выработка запасов нефти характеризуется также темпом отбора и текущей нефтеотдачей от начальных извлекаемых запасов нефти. Балансовые запасы нефти используются чаще всего при стремлении исключить ошибки в определении коэффициента конечной нефтеотдачи и, следовательно, извлекаемых запасов нефти, а также при сопоставительном анализе разработки с другими месторождениями.

О степени воздействия на залежь можно судить по изменению дебитов и условиям эксплуатации скважин на данном участке. В работе скважин со стабильным или растущим пластовым давлением воздействие на залежь достаточно эффективно. На участках, где пластовое давление снижается, воздействие на пласт неэффективно или вообще отсутствует.

Для качественной оценки воздействия на залежь в период освоения системы нагнетания на отдельных эксплуатационных объектах могут быть построены карты влияния закачки (рисунок Г.6). Построение таких карт, а также количество зон влияния закачки на них и их выбор диктуются задачами разработки залежи.

По своей физической сущности карты влияния закачки близки к картам изобар. В то же время показатель охвата пластов влиянием закачки характеризует условия выработки запасов нефти на конкретном участке и в определенный промежуток времени может меняться в зависимости от осуществления мероприятий.

Карты влияния закачки строятся на базе карт распространения коллекторов. В первую очередь на карту наносятся данные о текущей закачке воды в каждую нагнетательную скважину. Закачка наносится в виде круговой диаграммы и по существу эта часть работы дублирует построение карт текущего состояния разработки.

После этого устанавливаются зоны (скважины), имеющие гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами. По степени связи с нагнетательными скважинами, могут быть выделены три или более групп коллекторов:

группа I - коллекторы, выходящие на линии нагнетания, т.е. имеющие прямую гидродинамическую связь зоны эксплуатации с нагнетательными скважинами. При закачке хорошо передается воздействие, и его увеличение может быть достигнуто увеличением объема закачиваемой воды на тех же линиях нагнетания;

группа II - коллекторы, вскрытые только добывающими скважинами и не имеющие прямой гидродинамической связи с линиями нагнетания. В этом случае нельзя осуществить воздействие на пласт через имеющиеся линии разрезания и требуется либо бурение новых нагнетательных скважин, либо перевод под закачку пробуренных в этой зоне добывающих скважин;

группа III - коллекторы, вскрытые только нагнетательными скважинами и не имеющие связи с зоной отбора. Для выработки их запасов требуется бурение добывающих скважин, так как такие зоны по существу представляют тупики.

Для более обоснованного выделения зон пласта с разной степенью влияния закачки на карту распространения коллекторов наносятся данные о пластовом или забойном давлении, дебетах скважин, способе эксплуатации и другие вспомогательные материалы, причем важны не абсолютные значения, а, главным образом, в какую сторону (увеличение или уменьшение) произошли их изменения. Только комплекс всех материалов позволяет выделить с достаточным основанием различные зоны влияния закачки. Границы между зонами проводятся с учетом геологического строения залежи и, в частности, распространения коллекторов различной продуктивности. Значительно сложнее определить охват воздействием закачки продуктивных горизонтов, расчлененных на отдельные изолированные прослои, и объектов разработки, в которые объединено несколько пластов. Как правило, при многопластовых и расчлененных объектах в силу различия коллекторских свойств разных прослоев и по другим причинам только часть продуктивной толщины оказывается подвержена воздействию закачки, причем степень этого воздействия по каждому из прослоев может сильно отличаться от других.

В таких условиях по замеренному в скважине пластовому давлению или по ее дебиту (приемистости) в большинстве случаев нельзя судить о работе отдельных пластов и прослоев, так как здесь обычно фиксируется давление пласта или прослоя, в котором оно наиболее высокое, а дебит слагается из дебитов нескольких работающих пластов. В подобных случаях продуктивный горизонт (объект разработки) следует рассматривать в трехмерном измерении, уделяя вертикальной составляющей (по разрезу) не меньше внимания, чем горизонтальным (по площади).

Для этой цели следует использовать материалы исследований, проводимых методом радиоактивных изотопов, глубинными дебитомерами и расходомерами. При этом следует иметь в виду, что метод радиоактивных изотопов позволяет главным образом проследить движение закачиваемой воды по прослоям, но не дает их приемистости, а дебитометрия и расходометрия предоставляют более или менее достоверную информацию при надежном разобщении проницаемых пластов и прослоев друг от друга за колонной. Так как данные дебитометрии и расходометрии в основном дают распределение общего дебита или приемистости между перфорированными пластами или прослоями, для определения охвата пластов воздействием нагнетания эти данные нужно использовать в комплексе с другими методами - радиометрией, термометрией, фотоколориметрией нефтей и др. Рекомендуется при работе с материалами замеров дебитомерами-расходомерами пользоваться не профилями приемистости и притока, а картограммами.

В связи с большим разнообразием геолого-физических условий и применяемых систем разработки не может быть универсальных методических рекомендаций по обобщению и анализу геолого-промысловой информации для оценки охвата залежи воздействием. В каждом конкретном случае может потребоваться свой методический подход, Ниже излагаются некоторые методические приемы общего плана для выполнения этой работы.

В зависимости от степени разобщенности пластов и прослоев, а также имеющейся информации об их работе, принимается решение о количестве и границах выделяемых для анализа пластов и в соответствии с указаниями раздела 4.1 строятся (используются ранее построенные) карты распространения коллекторов. Затем обобщаются все имеющиеся данные о работе пластов и скважин. При этом часто бывает полезным разделить имеющиеся данные по степени их достоверности на несколько групп. К первой группе следует отнести самую достоверную информацию по скважинам, в которых перфорирован только один пласт. Ко второй группе отнести скважины, в которых перфорировано два-три и большее число прослоев, но работает только один пласт. Наименьшей достоверностью обладает третья группа, куда относятся скважины, в которых работает одновременно два и большее число пластов. Здесь в начале надо определить какие из перфорированных пластов работают, какие нет, а потом распределить суммарный дебит (приемистость) между ними, используя как прямые методы (дебитометрия, расходометрия), так и косвенные (всесторонние исследования скважин, аналогия в свойствах участков, баланс отбора и закачки т.д. - см. раздел 5.2.2).

Методика построения карт влияния закачки для пластов многопластового месторождения та же, что и для однопластового. Необходимо иметь в виду, что если на каком-либо участке однопластовой залежи нет влияния закачки, то при механизированной добыче его запасы все же разрабатываются на режиме истощения, а на многопластовом объекте обычно запасы такого участка не разрабатываются.

Практически, при построении карт влияния закачки в пределах трех ранее выделенных групп выделялись три степени воздействия. В первой группе (прямая связь зон закачки и отбора) выделялись зоны фонтанной добычи, механизированной добычи и отсутствия воздействия. Во второй группе (прямая связь между зонами закачки и отбора отсутствует) выделены зоны влияния через слияние смежных пластов и зона отсутствия связи с нагнетанием. В третьей группе - зона вскрытия только нагнетательными скважинами и зона отсутствия влияния на малопродуктивные коллекторы. Все указанные зоны внесены в таблицу Д.14.

Выделение различных зон, подверженных неодинаковому влиянию нагнетания, позволяет дифференцировать запасы залежи и определить запасы, активно участвующие в разработке, и не охваченные разработкой при существующей системе и подлежащие разбуриванию, то есть определить структуру запасов нефти на дату анализа разработки.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата воздействием продуктивных пластов, ликвидации зон и участков пластов, на которые не распространяется или слабо распространяется влияние нагнетания.

6.3 Анализ динамики текущих коэффициентов охвата, вытеснения

и нефтеотдачи в обводненной зоне пласта

Одной из важнейших задач, возникающих при анализе разработки нефтяных месторождений в поздней стадии, является выявление характера распределения оставшихся балансовых запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Это необходимо, в первую очередь, для правильной оценки остаточных извлекаемых запасов нефти при обычных методах разработки и известных способах интенсификации добычи нефти.

Знание характера распределения остаточных балансовых запасов нефти особенно важно для эффективного применения так называемых третичных методов повышения нефтеотдачи пластов (физико-химические, газовые, тепловые, механические методы - ГРП, ГС).

Определение остаточных запасов нефти N ост, находящихся на дату анализа в нефтенасыщенном объеме V ост, можно производить по следующим формулам.

Сумма объемов залежи V ост и V зав равна начальному нефтесодержащему объему залежи V:

v = v ост +V зав (6.6)

Баланс запасов нефти (приближенно) можно записать

N = N ост + N зав + Q (6.7)

N - начальные балансовые запасы нефти в залежи;

N ост - начальные балансовые запасы нефти в объеме V ост;

N зав - остаточные балансовые запасы нефти в объеме V зав;

Q - накопленная добыча нефти из объема V зав.

Объем V ост можно представить состоящим из двух частей:

V ост = V ост.пр + V ост.непр (6.8)

V ост.пр - объем прерывистой части первоначально нефтенасыщенного объема пласта;

V ост.непр - объем непрерывной части с "подвижной" (подверженной заводнению) нефтью.

Следовательно и N ост можно представить как сумму

N ост = N ост.пр + N ост.непр (6.9)

Объем прерывистой части пласта V ост.пр зависит как от геологического строения (наличия линз и полулинз, тупиковых зон, слоистости, разломов, выклиниваний и др.), так и от системы воздействия на пласт и расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами. Этот объем для разбуренных залежей определяется по зональным картам нефтенасыщенных толщин или путем вычисления невырабатываемых объемов по профилям. Если нет других данных, то обычно принимается, что объем прерывистой части пласта, а также балансовые запасы в этом объеме, не изменяется в процессе разработки, т.к. на этот объем нет воздействия и из него не извлекается нефть, т.e.V ост.пр = V нач.пр, где: V нач.пр - начальный объем прерывистой части пласта.

Для неразбуренных залежей на начальной стадии проектирования V нач.пр определяется по аналогии с подобными залежами или в соответствии с рекомендациями, содержащимися в руководствах по проектированию разработки.

Основным методом определения остаточных запасов нефти является объемный метод. Однако на поздней стадии разработки условия для его применения сильно усложняются по сравнению с начальными условиями из-за сложной конфигурации текущей границы между V ост и V зав, то есть сложность заключается в определении текущего положения фронта заводнения (текущего ВНК) и текущих контуров нефтеносности.

Как известно, при вытеснении нефти водой коэффициент нефтеотдачи рассматривается как произведение трех коэффициентов

К н = К выт  К охв = К выт  К оз  К ов (6.10)

К выт - коэффициент вытеснения;

К охв - коэффициент охвата;

К оз - коэффициент охвата заводнением;

К ов - коэффициент охвата вытеснением.

Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной, многократной промывки образца породы, к начальному нефтенасыщенному объему. Этот коэффициент устанавливается по результатам лабораторных исследований на образцах породы и по своей физической сущности характеризует максимальную нефтеотдачу при длительной промывке из непрерывной части пласта.

V о - объем образца породы;

m - пористость;

 св,  он - насыщенность связанной водой и остаточной нефтью соответственно;

 нач - начальная нефтенасыщенность.

Коэффициент охвата заводнением К оз (часто называется коэффициент заводнения) - это отношение объема промытой части пласта – V пром к объему пласта занятому подвижной нефтью, т.е. непрерывному объему пласта – V ост.непр. Этот коэффициент зависит в основном от проницаемостной неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, степени обводненности продукции добывающих скважин при их отключении. Способы определения коэффициента охвата заводнением см. ниже.

Коэффициент охвата вытеснением К ов - (коэффициент потерь нефти из-за прерывистости пласта) определяется как отношение объема (запасов), охваченного воздействием, ко всему (начальному) объему (запасам) пласта (залежи).

(6.12)

Так как одной из частей проектного документа на разработку нефтяного и газонефтяного месторождения является обоснование конечной нефтеотдачи пластов, задачей анализа разработки является проверка правильности выбранных коэффициентов, входящих в формулу нефтеотдачи, а именно коэффициентов вытеснения нефти водой, нефти газом, газа нефтью, газа водой, коэффициентов охвата вытеснением и заводнением. Уточнение физико-гидродинамических характеристик вытеснения, определенных в лабораторных условиях, дано в разделе 4.5. Ниже описывается способ определения текущих коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи.

Первый способ. На поздней стадии разработки нефтяных залежей большое значение имеет определение участков, уже промытых водой, и зон, занятых по-прежнему нефтью, а также оценка уменьшения эффективных нефтенасыщенных толщин на нефтенасыщенных участках в результате перемещения ВНК в процессе разработки. Для этого используется карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин, построенная на дату анализа разработки, по которой определяют остаточные запасы нефти.

Нефтеотдача в обводненной части пласта определяется по следующей формуле

(6.13)

Q н - суммарная с начала разработки добыча нефти из заводненной части залежи;

N нач.зав - начальные балансовые запасы в заводненном объеме.

Под обводненной частью пласта понимается объем (запасы нефти), заключенный между начальным и текущим положением ВНК.

Если карты остаточных нефтенасыщенных толщин строить на различные даты разработки нефтяной залежи с интервалом, например, в два-три года, то можно определить серию значений достигнутой нефтеотдачи в обводненной части пласта и получить динамику этого показателя в процессе разработки нефтяной залежи. Полученные описанным способом кривые хорошо характеризуют эффективность выработки продуктивных пластов.

Второй способ определения нефтеотдачи в обводненной части пласта связан с процессом внутриконтурного заводнения.

При внутриконтурном заводнении в период безводной добычи нефти вся закачиваемая вода идет на вытеснение нефти, то есть каждый кубометр закачиваемой воды вытесняет ровно столько же нефти из пласта. После прорыва воды в добывающие скважины по наиболее проницаемым пропласткам часть закачиваемой воды проходит по промытым пропласткам.

Если из общего количества закачанной воды вычесть объем воды, добытой попутно с нефтью из добывающих скважин, расположенных в зоне обводнения, то есть вблизи внутриконтурных скважин, получим количество воды, которое совершило полезную работу, вытеснив равное по объему количество нефти

Q зак.эф = Q зак - Q в (6.14)

По данным о времени появления пресной воды в ближайших к нагнетательным добывающих скважинах можно приблизительно определить границу фронта обводнения.

Как уже отмечалось, при внутриконтурном заводнении обычно наблюдается весьма компактный фронт вытеснения, который при первом приближении можно считать вертикальным. Если наблюдается значительная "размазанность" фронта вытеснения, то желательно определить по добывающим скважинам, работающим с водой, остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины аналогично предыдущему методу.

После этого строится карта эффективных толщин обводненной зоны пласта. В зоне полного обводнения скважин эффективные толщины обводненной зоны равны начальным эффективным нефтенасыщенным толщинам. В зоне, ограниченной фронтом обводнения и линией полного обводнения скважин, строятся линии равных текущих эффективных толщин.

Замерив объем обводненной части пласта, можно определить балансовые запасы нефти в обводненной зоне, которые закачиваемая вода промыла и вытеснила в добывающие скважины.

Зная обводненный объем пласта и количество вытесненной из пласта нефти, равное объему эффективной закачки, можно определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта

(6.15)

Q зак.эф - объем эффективной закачки;

N зав - балансовые запасы нефти в обводненной части пласта.

При использовании этого метода целесообразно строить карты эффективных толщин обводненной части пласта в процессе разработки.

Третий способ фактически является вариантом первого способа определения эффективности выработки продуктивного пласта. Здесь как и во втором способе, строится карта эффективных толщин обводненной части пласта, но для расчета достигнутой нефтеотдачи и обводненной части пласта используется количество добытой из пласта нефти

(6.16)

Q н - суммарная добыча нефти из пласта;

N зав - балансовые запасы в обводненной части пласта.

Здесь желательно получить динамику значений коэффициента нефтеотдачи в обводненной части пласта. Если остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины пласта по тем или иным причинам определить не удается, то целесообразно определять нефтеотдачу в обводненной зоне пласта, то есть балансовые запасы в зоне между начальным положением ВНК и условной границей между обводненными и безводными скважинами. В остальном метод определения достигнутой нефтеотдачи остается без изменения.

Имеется и четвертый способ определения нефтеотдачи в обводненной части пласта, исходящий из средней отметки текущего положения ВНК. На основе всех имеющихся данных определяется среднеарифметическое значение абсолютной отметки текущего ВНК на дату анализа. На предварительно построенный график распределения начальных балансовых запасов по высоте залежи (рисунок Г.7) наносится отметка среднего значения текущего ВНК и находятся соответствующие ей заводненные запасы нефти. Способ может быть использован для залежей, обводненных подошвенной водой.

6.4 Анализ эффективности разработки нефтяной залежи методом

сравнения характеристик вытеснения

Характеристика вытеснения, построенная в целом по залежи, служит хорошей иллюстрацией эффективности разработки нефтяной залежи, она не только показывает величину достигнутой нефтеотдачи пласта в любой момент времени, но и показывает за счет какого расхода рабочего агента (воды) на вытеснение получена та или иная нефтеотдача пласта.

В настоящее время в Урало-Поволжье и в Западной Сибири имеется большое количество нефтяных залежей, находящихся в поздней или даже завершающей стадии разработки, по которым могут быть построены соответствующие характеристики вытеснения. Из этих нефтяных залежей должны быть выбраны залежи-аналоги, и проведено сравнение характеристик вытеснения залежи-аналога и анализируемого месторождения с целью определения какая из сравниваемых, залежей разрабатывается более эффективно, и попытаться выяснить причины этого.

При подборе нефтяной залежи-аналога следует руководствоваться близостью следующих параметров залежей нефти, которые в значительной степени определяют ход характеристики вытеснения:

Соотношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях;

Проницаемости пласта;

Коэффициента песчанистости;

Начальной нефтенасыщенности пласта;

Доля запасов нефти, расположенных в водонефтяной зоне.

Если построить характеристику вытеснения анализируемой залежи в полулогарифмических координатах в достаточно большом масштабе, то большая часть характеристики вытеснения становится линейной, и в большинстве случаев на ней фиксируются изломы в сторону уменьшения или, наоборот, увеличения расхода воды на процесс вытеснения. Необходимо выяснить причины, которые приводят к наблюдаемым изломам, установив какие изменения в системе разработки залежи, или какие геолого-технические мероприятия проводились на месторождении. Характер (направление) изломов укажет, привели ли эти мероприятия к повышению эффективности разработки нефтяной залежи или, наоборот, к снижению ее эффективности.

14.11.2016

Источник: Журнал «PROнефть»

Основная стратегическая задача, которая в настоящее время стоит перед нефтяными компаниями - повышение эффективности бизнеса в условиях истощения запасов в традиционных регионах добычи. В связи с этим недостаточно только реагировать на уже произошедшее событие, повлекшее снижение добычи нефти. Необходимо внедрение проактивного подхода, обеспечивающего переход от диагностики причин потерь добычи нефти к анализу и управлению добычей.

Для прогноза эксплуатационных показателей можно использовать различные модели:

Статистические (кривые Арпса и Фетковича, многомерные линейные регрессии, спектральные и вейвлет методы и др.);

Феноменологические (CRM, M-ARX и др.);

Физико-математические.

Решению этой задачи в разрезе одиночного элемента разработки или участка пласта с набором скважин посвящено большое число публикаций . В зависимости от предпосылок и исходных условий их авторы рассматривают одну модель или проводят сравнительный анализ нескольких моделей. Несмотря на детальный разбор алгоритмов и наличие в большинстве случаев достаточно подробного описания области их применения, практически во всех работах, за исключением , отсутствуют результаты исследований, позволяющие оценить прогнозную способность моделей на базе промысловых данных.

Основываясь на обобщении результатов исследований и собственном опыте, авторы данной работы пришли к выводу, что оптимальный выбор вида и размерности модели определяются следующими ключевыми критериями: наличием подвижных водяной и газовой фаз, осложняющих геологических факторов, чувствительностью к полноте и качеству исходных данных, возможностью автоматизации расчетов. Руководствуясь указанными критериями и структурой ресурсной базы компании «Газпром нефть» по текущим активам, в качестве приоритетной была выбрана модель дифференциального материального баланса.

В статье рассматривается базовый инструментарий блочного и факторного анализов, приводятся алгоритм и методологическое содержание проактивного подхода, на основе которого разработан инструмент повышения эффективности управления базовой добычей.

Базовый инструментарий блочного и факторного анализов

Целью блочного анализа является системное регулирование разработки месторождения комплексом геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленное на решение следующих основных задач:

Снижение темпов падения базовой добычи нефти вследствие недостаточной компенсации отборов закачкой;

Достижение и поддержание пластового давления (ППД);

Увеличение темпов отбора остаточных извлекаемых запасов;

Достижение максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) при минимальном накопленном водонефтяном факторе;

Сокращение непроизводительной закачки.

Для выполнения блочного анализа необходимо разделение объекта разработки на элементы заводнения - участки пласта, желательно гидродинамически замкнутые, заданные для упрощения анализа процесса заводнения. Принципиальная схема мониторинга эффективности заводнения с помощью блочного анализа приведена на рис. 1.

Количественная оценка влияния различных технологических показателей эксплуатации скважин на фактическую добычу (по скважине, ячейке заводнения или в целом по пласту), а также выявление и распределение причин недостижения плановых показателей выполняются посредством факторного анализа.

Рис. 1. Упрощенная схема использования блочного анализа

Методологическое содержание проактивного блочного анализа (ПБА)

Сделать инструмент блочного анализа проактивным позволил учет геолого-физических параметров залежи и динамики показателей разработки месторождения путем адаптации моделей материального баланса и характеристики вытеснения. В итоге после кардинальной доработки алгоритмов последовательность решения задачи выглядит следующим образом.

1. Адаптация PVT-параметров. Адаптация выполняется путем автоматического подбора относительной плотности растворенного газа (как правило, параметра, определенного с наибольшей неопределенностью), обеспечивающей выполнение двух условий: объемные коэффициенты нефти и воды, как и сжимаемость нефти и воды, по PVT-корреляции равны заданному значению (при начальных термобарических условиях). Вид PVT-корреляций выбирается исходя из начального газосодержания нефти.

2. Определение времени задержки реакции скважин (добычи жидкости) на изменение закачки. При прогнозе дебита жидкости учитывается время задержки реакции на изменение закачки, которое зависит от пьезопроводности пласта и среднего расстояния в элементе заводнения между добывающими и нагнетательными скважинами. Время задержки реакции определяется в два шага: аналитическое приближение и уточняющий корреляционный анализ суммарных по ячейке эксплуатационных показателей.

3. Адаптация модели материального баланса. В модели материального баланса пластовое давление на каждый хронологический шаг рассчитывается по уравнению материального баланса

где N p - накопленная добыча нефти, м 3 ; B o i , B w - текущий объемный коэффициент соответственно нефти и воды, м 3 /м 3 ; N - балансовые запасы нефти, м 3 ; B o i-1 -объемный коэффициент нефти на предыдущем шаге, м 3 /м 3 ;
Δp - изменение пластового давления относительно предыдущего, МПа; c e - эффективная сжимаемость системы, МПа -1 ; W e - приток воды из-за контура, м 3 ; W inj , W p - накопленная соответственно закачка и добыча воды, м 3 .

При этом на каждом шаге решаются уравнения фильтрации, уточняются PVT-зависимости, текущая нефтенасыщенность, объем порового пространства и набор второстепенных параметров, также зависимых от пластового давления. Поэтому сходимость достигается путем итеративного решения системы уравнений.

Для адаптации модели материального баланса применяется один из методов безусловной оптимизации вещественной функции нескольких переменных без использования градиентов целевой функции. Совмещение модельных и фактических данных достигается изменением коэффициента эффективной закачки и объема притока воды из-за контура с учетом среднего текущего пластового давления в элементе.

Функционал невязки рассчитывается по формуле

где Q l f , Q l m - соответственно фактическая и модельная добыча жидкости в ячейке, м 3 /мес.

Для валидации разработанных алгоритмов была выполнена серия расчетов по элементам разработки, охваченным повторяющимися гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС). Результаты ретроспективного анализа по одному из участков Шингинского месторождения приведены на рис. 2.

Рис. 2. Сравнение прогнозных (модельных) и фактических (по данным ГДИС) значений пластового pпл (а) и забойного pзаб (б) давления

Относительная погрешность определения пластового давления при прогнозе длительностью 11 мес не превышает 15 % в данном случае и 17 % в среднем по выборке.

4. Адаптация модели характеристики вытеснения по фактическим данным. Модельная характеристика вытеснения описывает процесс вытеснения нефти в слоисто-неоднородном пласте и является функцией коэффициента вытеснения, коэффициента вариации, соотношения подвижностей, текущей и начальной обводненности.

В процессе адаптации минимизируется функционал невязки

где K l f , K l m - соответственно фактический и модельный КИН.
Пример адаптации характеристики вытеснения приведен на рис. 3.

5. Ретроспективный анализ характеристики вытеснения. Этот анализ необходим для исследования характера роста обводненности: диагностики прорыва закачиваемой воды по техногенным трещинам, формирования конусов воды, технических проблем в скважинах и количественной оценки потерь добычи нефти вследствие увеличения обводненности опережающим темпом.

В ходе анализа прогнозируется добыча нефти на заданный период при фиксированных добыче жидкости и закачке. Отклонение фактических значений на характеристике вытеснения от прогнозных позволяет своевременно выявить аномальный рост обводненности и принять меры по устранению его причин.

6. Прогноз показателей разработки. Прогноз данных показателей выполняется при фиксированной (на последний месяц) закачке с учетом времени задержки реакции добычи на изменение закачки.

Прогноз добычи жидкости и пластового давления выполняется путем совместного решения уравнений материального баланса и фильтрации на стационарном режиме с учетом PVT-зависимостей.

Изменение подвижности в процессе разработки учитывается уточнением эффективной вязкости на каждом временном шаге. Прогноз обводненности и добычи нефти осуществляется по прогнозной характеристике вытеснения. Ключевым параметром, определяемым по модели вытеснения, является также величина извлекаемых запасов нефти (при 98 и 100%-ной обводненности).

Рис. 3. Модельная (1) и фактическая (2) характеристики вытеснения

Благодаря проведенным консультациям с профильными специалистами компании существенно расширен опциональный функционал: сценарное моделирование (переводы добывающих скважин под закачку), разделение потерь добычи нефти на группы скважин (с установившимся и неустановившимся режимами фильтрации), учет скважин с ГТМ и др.

7. Расчет целевой закачки и компенсации. Целевой уровень закачки и текущей компенсации определяется из условия предотвращения в ходе дальнейшей эксплуатации потерь добычи нефти вследствие снижения пластового давления.

При недокомпенсации дополнительно рассчитывается величина необходимого увеличения среднесуточной закачки по элементу. Оперируя этим значением, можно оперативно принять решение о методе воздействия: например, регулировании приемистости нагнетательных скважин.

При текущем уровне закачки, превышающем целевой, и текущем расчетном пластовом давлении, превышающем начальное, по ячейке выдается рекомендация о необходимости уменьшить приемистость нагнетательных скважин с целью предотвращения «перекачивания» участка залежи.

8. Детализированный факторный анализ. Потери добычи нефти рассчитываются по следующим факторам:

Пластовому давлению, рассчитанному по модели материального баланса;

Забойному давлению;

Коэффициенту продуктивности;

Обводненности (естественной и опережающей);

Коэффициенту эксплуатации;

Среднему действующему фонду скважин.

Потери нефти ΔQ н из-за снижения добычи жидкости разделяются на потери по коэффициенту продуктивности, пластовому и забойному давлениям согласно следующим формулам:

где K пр - коэффициент продуктивности; W - обводненность; индексы 1 и 2 соответствуют времени t 1 и t 2 .

Потери добычи нефти по причине роста обводненности разделяются на потери по естественному обводнению и обводнению опережающим темпом, рассчитанному по результатам ретроспективного анализа.

На этапах 1, 3 и 4 предусмотрена возможность полной автоматизации последовательности операций.

Пример диагностики потерь добычи нефти из-за снижения пластового давления приведен на рис. 4. Результаты расчетов свидетельствуют о недостаточной компенсации отборов закачкой, несмотря на значительную текущую компенсацию: 142 % при целевом уровне 158 %. Непроизводительная закачка, вероятно, обусловлена краевым расположением ячейки и погрешностями расчета коэффициентов участия в разработке, так как расчетное среднее пластовое давление в элементе согласуется с результатами ГДИС по трем добывающим скважинам.

Рис. 4. Динамика пластового давления по результатам ПБА для элемента заводнения одного из эксплуатационных объектов ООО «Газпромнефть-Хантос»

Несмотря на рост добычи жидкости и нефти в последние 8 мес вследствие проведения ГТМ по снижению забойного давления в добывающих скважинах, результаты расчетов свидетельствуют о фактическом снижении пластового давления (на 0,66 МПа за 8 мес) и сохранении негативного тренда на прогноз (на 0,32 МПа за 3 мес). По результатам ПБА даны рекомендации по увеличению закачки до целевого уровня. Пример диагностики потерь добычи нефти из-за опережающего обводнения скважинной продукции приведен на рис. 5.

Рис. 5. Характеристика вытеснения по результатам ПБА для элемента заводнения одного из эксплуатационных объектов ООО «Газпромнефть-Хантос»

По результатам ретроспективного ПБА выявлен негативный характер изменения обводненности. Оперативная диагностика и проведение мероприятий по выравниванию профилей приемистости в группе скважин позволили снизить темп роста обводненности, что дало возможность предотвратить большую часть потерь нефти.

Выводы

1. Разработанная методология прогноза динамики показателей разработки позволяет перейти от реактивного анализа к проактивному по большинству текущих активов компании.

2. Реализованные алгоритмы способствуют решению ряда важнейших задач по управлению базовой добычей: минимизировать потери добычи нефти вследствие снижения пластового давления, диагностировать рост обводненности опережающими темпами и повысить энергоэффективность путем снижения непроизводительной закачки.

3. Внедрение ПБА в тестовом режиме на объектах ООО «Газпромнефть-Хантос» в 2015 г. позволило заметно повысить эффективность и оперативность подготовки программ мероприятий по базовому фонду скважин. Основной объем рекомендаций касается мероприятия по выравниванию профилей приемистости и управлению заводнением, в том числе переводов добывающих скважин под закачку.

4. Результаты тестовой эксплуатации свидетельствуют о перспективности совершенствования разработанного инструмента повышения эффективности управления базовой добычей до уровня программного обеспечения и последующего его внедрения в промышленную эксплуатацию в блоке разведки и добычи.

Список литературы

1. Ojo K.P., Tiab D., Osisanya S.O. Dynamic Material Balance Equation and Solution Technique Using Production and PVT Data//Petroleum Society of Canada. - 2006. - March 1. - DOI:10.2118/06-03-03.

2. Rezapour A., Ortega A., Ershaghi I. Reservoir Waterflooding System Identification and Model Validation with Injection/ Production Rate Fluctuations//Society of Petroleum Engineers. - 2015. - April 27. - DOI:10.2118/174052-MS.

3. Ling K., He J. Theoretical Bases of Arps Empirical Decline Curves//Society of Petroleum Engineers.
- 2012. - January 1. - DOI:10.2118/161767-MS.

4. Decline Curve Analysis Using Type Curves-Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time: Application to Field Cases/ L.E. Doublet, P.K. Pande, T.J. McCollum, T.A. Blasingame//Society of Petroleum Engineers. - 1994. - January 1. - DOI:10.2118/28688-MS.

5. Izgec O., Sayarpour M., Shook G.M. Optimizing Volumetric Sweep Efficiency in Waterfloods by Integrating Streamlines, Design of Experiments, and Hydrocarbon Curves// Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI:10.2118/132609-MS.

6. Grinestaff G.H. Waterflood Pattern Allocations: Quantifying the Injector to Producer Relationship with Streamline Simulation//Society of Petroleum Engineers. - 1999. - January 1. DOI:10.2118/54616-MS.

7. Thiele, M.R., Batycky R.P., Fenwick D.H. Streamline Simulation for Modern Reservoir-Engineering Workflows. Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI:10.2118/118608-JPT.

8. Cao F., Luo H., Lake L.W. Development of a Fully Coupled Two-phase Flow Based Capacitance Resistance Model (CRM)//Society of Petroleum Engineers. -2014. - April 12. DOI:10.2118/169485-MS.

9. Streamlines for the Target Injection Calculation in Complex Field Conditions/ A. Gladkov, D. Kondakov, R. Gareev //Society of Petroleum Engineers. - 2013. - October 15. - DOI:10.2118/166874-MS.

10. A Multivariate Autoregressive Model for Characterizing Producer-producer Relationships in Waterfloods from Injection/Production Rate Fluctuations/ K.-H. Lee, A. Ortega, N. Jafroodi, I. Ershaghi//Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI:10.2118/132625-MS

11. El-Khatib N.A. Waterflooding Performance in Inclined Communicating Stratified Reservoirs//Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. - DOI:10.2118/126344-MS

12. Galeev D., Dadalko R., Potapov A. Criteria and Techniques of Waterflooding Adjustment for Brownfield (Russian)//Society of Petroleum Engineers. - 2014. - October 14. - DOI:10.2118/171150-RU

13. Cao F., Luo H., Lake L.W. Development of a Fully Coupled Two-phase Flow Based Capacitance Resistance Model (CRM)//Society of Petroleum Engineers. - 2014. - April 12. - DOI:10.2118/169485-MS

Авторы статьи: А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.Ю. Шеремеев, А.С. Маргарит, А.В. Ахметов (Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)), Д.Ю. Колупаев, Д.А. Ищук, М.А. Шакиров (ООО «Газпромнефть-Хантос»)

Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффективность различных геолого-технических мероприятий на скважинах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти. По своей сущности характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, то есть фактическим данным.

Достоинствами метода прогноза основанного на использовании характеристик вытеснения являются: ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для выбора способа прогноза; обработка фактического материала эксплуатации залежей; интегральный учёт геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенностей разработки; простота примененияданного метода прогноза. Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, т.е. без предварительного значения балансовых запасов нефти и проектного КИН, определение которых в отдельных случаях затруднено.

При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные показатели по добыче нефти и воды должны выражаться в объёмных единицах в пластовых условиях, т.к. характеристики вытеснения отображают процесс фильтрации водонефтяной смеси в пласте. Характеристиками вытеснения называются статистические зависимости междуфактическими величинаминакопленные с начала разработки соответственно добыча нефти, воды, жидкости и водонефтяной фактор на ряд фиксированных датt ,это так называемые интегральныепоказатели. Текущие -
(за месяц, квартал или год) соответственно добыча нефти, воды, жидкости и обводнённость продукции скважин - это дифференциальные показатели. Величины, обозначенные «звёздочками», являются основными, все другие могут быть выведены из них, т.е. являются производными основных. Исходные данные для построения характеристик вытеснения берутся из паспортов разработки объекта (или паспортов скважин, если строятся скважинные характеристики вытеснения).

Существует большое количество видов характеристик вытеснения. Это связано с необходимостью получения характеристик полностью или частично линейного вида, с тем, чтобы облегчить процедуру их экстраполяции на перспективный период, поскольку именно методом экстраполяции определяются прогнозные показатели разработки. Обилие характеристик вытеснения объясняется ещё и тем, что каждая из них даёт различные результаты (в частности, например, при расчёте остаточных извлекаемых запасов нефти) и для получения более или менее надёжных прогнозных их необходимо рассчитать по нескольким характеристикам, а затем принять осреднённые величины.Наиболее широкое распространение получили следующие характеристики вытеснения:

Камбаров Г.С. -

Пирвердян А.М. -

Сазонов Б.Ф. -

Максимов М.И. -

Назаров С.Н. -

Говоров А.М. -

Казаков А.А. -

Сыпачев Н.В. -

Гусейнов Г.П. -

Шафран В.М. -

Копытов А.В. –

где t – время с начала разработки, годы, мес., сут,;

Форест А., Гарб Ф.А., Циммерман Э.Х. -

Мовмыга Г.Г. -

Вашуркин А.И. -

Контроль за текущей разработкой

Нефтяных месторождений

В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяется. Задачами контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений являются: выполнение утверждённых технологических режимов работы скважин (депрессия, отбор нефти и нефтяного газа, давление на забое и устье скважины и др.); обеспечение равномерного продвижения контуров водоносности; обоснование методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин; бурение новых скважин; перенос фронта нагнетания агента, организация очагового и избирательного заводнения; регулирование и изменение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, другие мероприятия с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.

За перераспределением давления в пласте наиболее просто наблюдать по картам изобар, составленным на различные даты. Пластовое давление в отдельных скважинах определяется их расстановкой и распределением дебитов по скважинам. Для получения более полноценной карты изобар из большого числа эксплуатируемых скважин выбирают группу опорных скважин, в которых обязательно раз в квартал проводится замер пластового давления, результаты замеров используются для составления карты. Кроме того выделяют специальные скважины – пьезометрические. Обычно это скважины из числа разведочных, попавших в законтурную (водяную) часть пласта или в газовую шапку, а также из числа обводнившихся нефтяных скважин. Среднее давление по пласту может быть определено как среднеарифметическое или средневзвешенное по площади по данным замеров отдельных скважин. Пьезометрические скважины позволяют уточнить не только карту изобар, но и получить данные для суждения о некоторых свойствах пласта в законтурной области.

Контроль за изменением дебитов нефти, жидкости и содержанием воды в продукции является основной задачей и осуществляется с самого начала развития нефтедобывающей промышленности. Важное значение имеет и наблюдение за изменением газового фактора, особенно при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных залежей, эксплуатируемых в условиях режима растворенного газа. Правильное заключение о состоянии разработки залежей немыслимо без систематических исследований скважин на приток жидкости в условиях установившихся и неустановившихся отборов (метод восстановления давления).

Для более точного регулирования закачки воды необходимо знать количество отбираемой и закачиваемой в каждый пласт жидкости раздельно. В добывающих скважинах количество добываемой жидкости можно установить с помощью специального прибора – глубинного дебитомера. В нагнетательных скважинах количество поглощенной каждым пропластком воды определяют глубинным расходомерами. Позднее составляются профили приёмистости или отдачи соответственно по нагнетательным и добывающим скважинам. Для выяснения точного местоположения поглощающих пластов можно применять метод изотопов. При этом способе в скважину закачивают порцию воды, в которую добавляют радиоактивный изотоп. Затем с помощью радиокаротажа определяют местоположение пластов, поглотивших радиоактивные изотопы.

Ключевые слова

НАЧАЛЬНОЕ И СРЕДНЕЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ / ОБЪЕМЫ НАКОПЛЕННОЙ И ЗАКАЧАННОЙ ЖИДКОСТИ / ОБЪЕМНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ НЕФТИ / ГАЗА И ВОДЫ / ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ / INITIAL AND AVERAGE RESERVOIR PRESSURES / VOLUMES OF THE SAVED-UP AND PUMPED LIQUID / VOLUME COEFFICIENTS OF OIL / GAS AND WATER / PHASE PERMEABILITY

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы - Акрамов Бахшулла Шафиевич, Наубеев Темирбек Хасетуллаевич, Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Санетуллаев Ерназар Есбосынович, Ешмуратов Анвар Балтабаевич

В статье рассмотрены вопросы прогноза показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой с использованием методов материального баланса. Метод материального баланса позволяет решать ряд задач разработки, в том числе и прогнозирование технологических показателей. Для прогнозирования показателей разработки нефтяной залежи по методу материального баланса необходимы следующие данные: начальное и среднее пластовые давления , объемы накопленной и закачанной жидкости , объемы воды, вторгающиеся в пласт, объемные коэффициенты нефти , газа и воды , фазовые проницаемости , динамические вязкости нефти и газа. Точность подсчитанных с помощью метода материального баланса показателей зависит от подбора исходных данных, их полноценности и от принимаемых некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений. Также можно прогнозировать текущую нефтенасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды , причем для водонапорного режима текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся в пласт воды. Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относительную проницаемость. Можно считать, что данный метод дает более правдоподобные результаты, сохраняя без изменения существующую систему разработки и естественно снижая текущий отбор жидкости на поздней стадии.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы - Акрамов Бахшулла Шафиевич, Наубеев Темирбек Хасетуллаевич, Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Санетуллаев Ерназар Есбосынович, Ешмуратов Анвар Балтабаевич

• Определение объема внедряющейся в залежь воды по данным характеристики вытеснения нефти водой

  2017 / Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Санетуллаев Ерназар Есбосынович, Ешмуратов Анвар Балтабаевич, Абдикамолов Дуйсенбай Ходжабаевич, Комолов Руслан Илхомбекович

• Определение физико-химических и адсорбционных характеристик нового активированного угля из косточек урюка

  2017 / Хайитов Руслан Рустамжанович, Наубеев Темирбек Хасетуллаевич, Сапашов Икрамжан Яумытбаевич, Хайдаров Бекзоджон Абдумалик Угли, Абдикамолов Дуйсенбай Ходжабаевич

• Пневмоцентробежный рабочий орган для внесения минеральных удобрений и их смесей

  2017 / Мамбетшерипова Ажаргул Абдиганиевна

• Исследование кинетики гидратационного структурообразования и свойств известково-белитовых вяжущих на основе мергелей

  2016 / Жуков Алексей Дмитриевич, Асаматдинов Марат Орынбаевич, Нурымбетов Бахтияр Чимбергенович, Туремуратов Шарибай Наурызбаевич

• Мотив чудесного рождения в каракалпакских народных легендах и его исторические основы

  2018 / Калбаева Гулпаршын Сарсенбаевна

• Моделирование разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения с воздействием на пласт различными агентами

  2016 / Шарафутдинов Р.Ф., Солдатов С.Г., Самойлов А.С., Нестеренко А.Н.

• Методические вопросы гидродинамического моделирования водогазового воздействия и закачки газа

  2017 / Казаков К.В.

• Использование промысловых данных для определения запасов нефти залежей, разрабатываемых при водонапорном режиме

  2019 / Акрамов Бахшилло Шафиевич, Умедов Шерали Халлокович, Хайитов Одилжон Гафурович, Нуритдинов Жамолиддин Фазлиддин Угли, Мирзакулова Мадина Нормат Кизи

• Определение оптимальных условий для размещения нагнетательных скважин при закачке газа и водогазовом воздействии

  2016 / Казаков К.В., Бравичев К.А., Лесной А.Н.

• Оценка характера насыщенности коллекторов по данным исследований керна и кривых относительной фазовой проницаемости

  2017 / Луппов В.И.

Forecasting of indicators of development according to characteristics of replacement of oil by water

In article questions of the forecast of indicators of development for characteristics of replacement of oil by water with use of methods of material balance are considered. The method of material balance allows to solve a number of problems of development including forecasting of technological indicators. The following data are necessary for forecasting of indicators of development of the oil pool by a method of material balance: initial and average reservoir pressures , volumes of the saved-up and pumped liquid , the water volumes interfering in layer, volume coefficients of oil , gas and water phase permeability , dynamic viscosity of oil and gas. Accuracy of the indicators counted by means of a method of material balance depends on selection of basic data, their full value and from the accepted some assumptions which are been the basis for the settlement equations. It is also possible to predict the current oil saturation depending on the current characteristics of oil and oil, gas and water , and for water drive reservoir on the current average oil saturation is predicted by determining the amount of invading water reservoir. Based on the equations of flow of oil and gas reservoir, the relative permeability is determined. We can assume that this method gives more reliable results, keeping unchanged the existing system and the development of naturally reducing the current selection of the liquid at a late stage.

Текст научной работы на тему «Прогнозирование показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой»

 7universum.com

ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Акрамов Бахшулла Шафиевич

канд. техн. наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, доцент Ташкентского государственного технического университета, 100095, Республика Узбекистан, г. Ташкент, ул. Университетская, 2

E-mail: akramov bahsh@mail. ru

Наубеев Темирбек Хасетуллаевич

канд. хим. наук, зав. кафедрой технологии нефти и газа, доцент Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: timan05@mail. ru

Сапашов Икрамжан Яумытбаевич

ассистент кафедры технологии нефти и газа Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: sapashov85@mail. ru

Санетуллаев Ерназар Есбосынович

E-mail: еrnazar. 91 @mail.ru

Ешмуратов Анвар Балтабаевич

ассистент кафедры технологии нефти и газа, Каракалпакского государственного университета имена Бердаха, 230112, Республика Каракалпакстан, г. Нукус, ул. Ч. Абдирова 1

E-mail: anvar_12.8 7@mail. ru

Прогнозирование показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой // Universum: Технические науки: электрон. научн. журн. Акрамов Б.Ш. [и др.]. 2016. № 7 (28) . URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/3413

FORECASTING OF INDICATORS OF DEVELOPMENT ACCORDING TO CHARACTERISTICS OF REPLACEMENT OF OIL BY WATER

Bahshullo Akramov

Candidate of Engineering sciences, Associate professor of Chair of development and operation oil and gas field,

Tashkent state technical university, 100095, Republic of Uzbekistan, Tashkent, Universitetskaja St., 2

Temirbek Naubeev

Candidate of Chemical Sciences, Head of Chair of technology of oil and gas, Associate professor of Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

Ikramjan Sapashov

Assistant of Chair of technology of oil and gas, Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

Ernazar Sanetullaev

Anvar Eshmuratov

Assistant of Chair of technology of oil and gas Karakalpak state university named after Berdakh, 230112, Republic of Karakalpakstan, Nukus, Ch. Abdirova St., 1

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрены вопросы прогноза показателей разработки по характеристикам вытеснения нефти водой с использованием методов материального баланса. Метод материального баланса позволяет решать ряд задач разработки, в том числе и прогнозирование технологических показателей. Для прогнозирования показателей разработки нефтяной залежи по методу материального баланса необходимы следующие данные: начальное и среднее пластовые давления, объемы накопленной и закачанной жидкости, объемы воды, вторгающиеся в пласт, объемные коэффициенты нефти, газа и воды, фазовые проницаемости, динамические вязкости нефти и газа. Точность

подсчитанных с помощью метода материального баланса показателей зависит от подбора исходных данных, их полноценности и от принимаемых некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений. Также можно прогнозировать текущую нефтенасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды, причем для водонапорного режима текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся в пласт воды.

Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относительную проницаемость.

In article questions of the forecast of indicators of development for characteristics of replacement of oil by water with use of methods of material balance are considered. The method of material balance allows to solve a number of problems of development including forecasting of technological indicators. The following data are necessary for forecasting of indicators of development of the oil pool by a method of material balance: initial and average reservoir pressures, volumes of the saved-up and pumped liquid, the water volumes interfering in layer, volume coefficients of oil, gas and water phase permeability, dynamic viscosity of oil and gas. Accuracy of the indicators counted by means of a method of material balance depends on selection of basic data, their full value and from the accepted some assumptions which are been the basis for the settlement equations.

It is also possible to predict the current oil saturation depending on the current characteristics of oil and oil, gas and water, and for water drive reservoir on the current average oil saturation is predicted by determining the amount of invading water reservoir.

Based on the equations of flow of oil and gas reservoir, the relative permeability is determined.

We can assume that this method gives more reliable results, keeping unchanged the existing system and the development of naturally reducing the current selection of the liquid at a late stage.

Ключевые слова: начальное и среднее пластовые давления; объемы накопленной и закачанной жидкости; объемные коэффициенты нефти, газа и воды; фазовые проницаемости;

Keywords: initial and average reservoir pressures; volumes of the saved-up and pumped liquid; volume coefficients of oil, gas and water; phase permeability;

Метод материального баланса позволяет решать ряд задач разработки, в том числе и прогнозирование технологических показателей.

Для прогнозирования показателей разработки нефтяной залежи по методу материального баланса необходимы следующие данные:

Начальное и среднее пластовые давления;

Объемы накопленной и закачанной жидкости;

Объемы воды, вторгающиеся в пласт;

Объемные коэффициенты нефти, газа и воды;

Фазовые проницаемости;

Динамические вязкости нефти и газа.

Данный метод дает возможность прогнозировать по промысловым данным текущую нефтеотдачу т

qo = к - ьн0 + бг r - r) (1)

т q3 к + бг r - r) " (7

где: qu3 - накопленной объем отобранной из пласта нефти;

Q - начальный объем нефти в пласте;

К, Ьм0 - соответственно, объемные коэффициенты нефти при давлении р и

Б - объемный коэффициент газа при p;

Яг0, Яг, Я - соответственно, объемы растворенного газа в единице объема

нефти при начальном, текущем пластовом давлении и на поверхности.

Также можно прогнозировать текущую нефтенасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды, причем для водонапорного режима текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся в пласт воды.

Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относительную проницаемость

К _(Я - Яг)/ , (2)

кн Ьн Вг Vн "

где: кн, кг - соответственно, фазовые проницаемости по нефти и газу;

я - суммарный газонефтяной фактор;

/, / - соответственно, динамические вязкости нефти и газа.

Точность подсчитанных с помощью метода материального баланса показателей зависит от подбора исходных данных, их полноценности и от принимаемых некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений.

Если в расчетах по методу материального баланса используются характеристики пластовых нефтей, получаемые в процессе дегазирования в бомбе РУТ, резко отличающиеся от явлений, происходящих в пласте, тогда прогнозирование среднего пластового давления приводит к значительным искажениям результатов.

В ряде случаев прогнозирование показателей разработки нефтяных месторождений при заводнении в трещиноватых и трещиноватопористых коллекторах осуществляется только на основании решения уравнения материального баланса.

Под зависимостью между суммарной добычей нефти и суммарной добычей жидкости понимается характеристика вытеснения, но в последующем под характеристиками вытеснения стали понимать и зависимость суммарной

добычи нефти от суммарной добычи воды, а также зависимости различных соотношений между суммарными количествами нефти, воды и жидкости.

Кроме этого, к характеристикам вытеснения стали относить и зависимость между содержанием в потоке нефти или воды от суммарных отборов нефти, воды и жидкости.

При прогнозировании показателей разработки длительное время эксплуатируемого месторождения, когда известны значительные фактические данные об отборе нефти и воды, расчет может осуществляется с использованием характеристик вытеснения.

Для этого вначале интерполируют фактические кривые типа обводненность - накопленная добыча нефти, обводненность - накопленный объем закачиваемой воды, текущая нефтеотдача - накопленный объем закачиваемой воды, а затем экстраполируют полученные зависимости с целью получения прогнозных показателей.

Большинство уравнений, используемых для обработки кривых вытеснения, получено эмпирическим путем в результате анализа промысловых данных (методы Камбарова, Назарова, Копытова и др.). Часть моделей получена в результате теоретического исследования процесса вытеснения нефти водой в некоторых упрощенных постановках.

Анализ показывает, что характеристики вытеснения в основном можно разделить на две группы:

Интегральные характеристики вытеснения;

Дифференциальные характеристики вытеснения.

В первую группу входят все зависимости, в формулах которых фигурируют суммарные отборы нефти, воды и жидкости.

Во вторую же - все зависимости, в формулы которых входит содержание нефти или воды и суммарные отборы нефти, воды и жидкости.

В качестве альтернативы по отношению к традиционным методам характеристик вытеснения можно рассматривать уравнения разработки, используемые в аналитической методике расчета технологических показателей

разработки залежей при водонапорном режиме, применяемой в ТатНИПИ нефть .

В этой методике принимается, что динамика текущей добычи нефти и расчетная добыча жидкости при неизменных условиях разработки подчиняются показательному закону. В данном случае отбор жидкости будет снижаться по мере отключения обводненных скважин, что характерно для поздней стадии разработки. Кроме того, эта методика учитывает изменяющиеся во времени условия разработки.

Метод ТатНИПИ нефть основывается на следующих двух зависимостях разработки:

чн _ Чо бн,

Чв ачо ачо

бн боп божп бн

где: Ч, Ч - соответственно, текущие дебиты нефти и воды;

Чо - начальный амплитудный дебит всех пробуренных и введенных в действие скважин;

б, бж - соответственно, накопленные отборы нефти и жидкости; бои,&жп- соответственно, потенциальные извлекаемые запасы нефти и жидкости при неограниченном сроке разработке; а - переводной коэффициент.

Для того чтобы можно было пользоваться уравнениями (3), необходимо наблюдаемые фактические зависимости удельных величин текущих отборов нефти и воды аппроксимировать кусочно-линейными функциями, отражая влияние проведенных технологических мероприятий на прогнозируемые конечные показатели разработки в динамике.

Чо, боп, божп, а по прямолинейным участкам кривых преобразованных фактических зависимостей, вычисляется фильтрационный параметр /о .

Таким образом, с помощью предлагаемых уравнений разработки, адаптированных к истории эксплуатации объекта, можно прогнозировать текущие и конечные показатели разработки.

Следует отметить, что отмеченный метод нуждается в дальнейшем совершенствовании, так как применяемые уравнения разработки не охватывают весь период эксплуатации объекта.

Список литературы:

1. Оценка эффективности эксплуатационных объектов на поздней стадии методами характеристик вытеснения. / Р.Г. Хамзин, Р.Т. Фазлыев. -ТатНИПИ нефть, Интервал, № 9 (44), 2002.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки, добыча нефти / Ш.К. Гиматутдинов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. - М.: Недра, 1983, 463 с., т. I, 455 с., т. II.

1. Khamzin R.G., Fazlyev R.T. Evaluating the effectiveness of production facilities at a later stage by techniques of displacement characteristics. TatNIPIneft, Interval Publ., no. 9 (44), 2002. (In Russian).

2. Gimatutdinov Sh.K., Mishchenko I.T., Petrov A.I. Reference manual for the design, development and exploitation of oil fields. Design development, oil production. Moscow, Nedra Publ., 1983, 463 p., vol. I, 455 p., vol. II. (In Russian).

Использование характеристик вытеснения (ХВ) при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом (1959г.) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:

Простота применения данного метода прогноза;

Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.

Суть методики заключается в следующем.

Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:

Система двух линейных уравнений с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (V н,V в,V ж).

При использовании характеристик вытеснения существует достаточно большая вероятность того, если на периоде предыстории фактические точки достаточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они также будут ложиться на прямую.

Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности мун.

1. Говорова-Рябинина (1957)

lnV в = a+blnV н

2.Максимов (1959)

3. Абызбаев (1981)

lnV н = a+blnV ж

4.Сипачев – Посевич (1980)

= a+bV ж

Для определения добычи нефти за счет применения ГРП по ХВ, в координатах строятся зависимости. Затем определяют дополнительную добычу. Результаты подсчетов добычи нефти и расчет базовых кривых произведен с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel). (Приложение 2).

Результаты подсчета добычи нефти за счет грп на участке №1

Таблица 4.2.

ДАТА	Добыча за месяц,		Добыча накопленная
	Нефть	Вода	Нефть	Жидкость