Ответы для экзамены РНМ. Экзаменационные вопросы Цели и задачи разработки нефтяных месторождений
 Скачать 3.81 Mb.
|
|
ИЛИ При рассмотрении процесса вытеснения в масштабе между скважинами, капиллярными силами можно пренебречь в однородных пластах высокой и средней проницаемости. Будем также считать, что можно пренебречь гравитационными силами. Тогда уравнение Раппопорта-Лиса можно переписать как:  Решив это уравнение, можно определить изменение насыщенности во времени по пласту. Уточним ещё раз, что, говоря о пласте, мы будем подразумевать расстояние между двумя скважинами – добывающей и нагнетательной (точнее, движение от нагнетательной галереи к добывающей), то есть одномерный случай. Для решения этого уравнения необходимо записать начальное и граничное условия:  то есть, в начальный момент времени величина водонасыщенности по всему пласту равна определённой величине sв0(в частном случае, насыщенности связанной водой), а второе условие означает, что на стенке нагнетательной скважины она максимальна и равна разнице между 1 и величиной неснижаемой остаточной нефтенасыщенности sв0. Далее для простоты будем использовать обозначение для величин насыщенности воды – начальной s0 и неснижаемой s0. Решение этого уравнения выглядит следующим образом:  Таким образом, мы получили функцию, характеризующую изменение координаты x с величиной водонасыщенности s во времени. Если же суммарная скорость фильтрации v (а значит, и суммарный расход) постоянная величина (v = const), то:  Полученное решение справедливо при  Характерные точки функции Бакли-Леверетта.   ИЛИ   Использование безразмерных параметров для расчета некоторых технологических показателей разработки. Вытеснение нефти при наличии подвижной воды в начальный момент времени. Вытеснение нефти при больших углах падения пласта. Вытеснение нефти из трещинно-поровых коллекторов. диктуй лучше это В ряде случаев в нефтяных пластах кроме многочисленных пор и поровых каналов встречаются и трещины. Трещины могут отличаться друг от друга по длине, по ширине, по направлению и по густоте расположения. Такие пласты называются трещиновато-пористыми.  Сама порода – матрица (блок) может быть непроницаемой или представлять собой обычную пористую среду. Трещинная пористость, обычно не превышающаяся 0,1-1%, всегда меньше гранулярной. Размеры блоков могут быть от долей до сотен см. Проницаемость трещиноватой породы, как и ее пористость, подразделяется на трещинную и гранулярную. ИЛИ (на всякий случай инфа)     Методы увеличения нефтеизвлечения пластов и обработки призабойной зоны. Терминология. Определения. МУН – это любые технологии, которые увеличивают степень (коэффициента нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи), т. е. проектную добычу при первичном (базовом) механизме добычи. Обработка призабойной зоны пласта (стимуляция скважин) - процесс, увеличивающий (восстанавливающий) характеристики призабойной зоны пласта при этом, как правило, извлекаются те же вовлеченные запасы, но за различные сроки. Призабойная зона пласта - особая примыкающая к скважине область проницаемых пород, в которой происходят основные активные массо - и энергообменные процессы при добыче нефти. Классификация МУН. Классификация МУН по типу рабочего агента: Гидродинамические МУН (waterflooding managment) – в основном - управление заводнением, включая нестационарное заводнение, изменение фильтрационных потоков… . Химические методы (ХМ) (chemical methods) – полимерное воздействие, ПАВ, щелочи, кислоты и т.д. Тепловые методы (thermal methods) – закачка горячей воды, пара, внутрипластовое горение. Газовые методы (gas methods) – закачка газа. Микробиологические методы (microbial methods) – закачка или активация пластовой микрофлоры и (или) закачка метаболитов. Физические методы (physical methods) – волновые методы, основанные на создании нелинейных волновых возмущений различных частот и амплитуд в пластовой среде и (или) закачиваемыми флюидами. Классификация МУН по стадии разработки: Первичная добыча (естественный режим разработки). Вторичная добыча (заводнение, нагнетание УВ-х газов, циклическая закачка газа и воды). Третичная добыча (термические, химические, газовые, микробиологические, физические методы). Классификация МУН по масштабу воздействия: Полнота процесса нефтеизвлечения определяется параметрами, характеризующими воздействие на пласт и флюиды в микро- и макромасштабе. В микромасштабе процесс принято количественно оценивать через Квыт, а в макромасштабе – Кохв. Достоинства и недостатки МУН. Положительный результат применения МУН понятен из самого названия - это увеличение извлекаемых запасов по сравнению с базовым вариантом разработки Недостатки МУН: • большая наукоѐмкость и высокая технологичность (прежде, чем применять тот или иной метод, необходимо провести немалое число лабораторных исследований, иногда приходится разрабатывать специальные виды оборудования для промысловой реализации); • многие МУН энерго- и материалоѐмкие; часто стоимость промысловой реализации МУН высока (до 70% затрат парогравитационного метода относится к промысловому обустройству, которое необходимо обеспечить до начала реализации метода); • нередко эффект от применения отложен во времени, т.е. период окупаемости может быть значителен; • ряд МУН могут быть экологически опасны и др. Критерии применимости МУН. Критерии применимости МУН – это интервалы значений геолого-физических параметров, при которых была получена (предполагается стадия ОПР) технологическая эффективность того или иного метода. Критерии применимости микробиологического МУН на основе активации пластовой микрофлоры  Выбор МУН и объектов для их применения. Выбор технологий увеличения нефтеизвлечения выполняется на основе анализа геологического строения пласта, характеристик коллектора и насыщающих его флюидов, потенциальных возможностей системы разработки и иных регламентирующих требований технологического процесса. При выборе вида воздействия для условий конкретной скважины у специалистов обычно возникают сложности, определяющиеся рядом факторов: - некоторые технологические процессы в функциональном отношении предназначены для применения в сходных условиях; - регламентами применения ряда технологий не определяется полный перечень критериев эффективного использования технологий; - исторически сложившиеся технические и технологические предпочтения в практике работы предприятий-операторов на месторождении; - используемая геолого-промысловая информация по конкретным скважинам не всегда полна, регулярна, точна. Поэтому успешность осуществления воздействия кардинально зависит от информированности, опыта и навыков работы промыслового геолога и разработчика-технолога, принимающих решение в конкретной ситуации. Для решения таких задач в настоящее время создаются программные средства, позволяющие не только подготовить проектные решения по оптимизации разработки залежи за счет применения технологий увеличения нефтеизвлечения, но и обеспечить промыслового специалиста рекомендациями по оперативному выбору вида воздействия на пласт в условиях конкретной скважины или участка. Известны традиционные аналитические технологии, основанные на детерминированных моделях принятия решения по заданному алгоритму. Необходимым условием применения детерминированных моделей принятия решения является полное и детальное определение порядка действий некоторым набором известных функций и параметров во всех возможных ситуациях. В силу сложности природных объектов, характеризуемых ограниченным количеством доступных измерению параметров, и схожести различных технологий МУН и ОПЗ практическая реализация решения задачи таким способом представляется затруднительной из-за невозможности одновременного охвата всего многообразия взаимосвязей разнородных компонентов. Использование методов искусственного интеллекта. В мировой практике известны исследования в области применения аналитических технологий на основе искусственного интеллекта (ИИ) для задач выбора и оптимизации процессов разработки нефтяных месторождений, направленные на поиск решений по выбору оптимального метода увеличения нефтеотдачи. В условиях разработки крупных месторождений на поздней стадии основным методом воздействия является управление заводнением, а применение различных технологий увеличения нефтеизвлечения локализовано в ближайшей окрестности нагнетательных и добывающих скважин и призвано улучшить продуктивные характеристики системы пласт-скважина. Это значит, что объектом воздействия являются запасы нефти весьма малого природного объекта с индивидуальными характеристиками небольшого блока скважин, а спектр возможных вариантов применения технологий воздействия на пласт весьма широк и разнообразен. Кроме того, при описании разработки нефтяных месторождений велика роль параметров, характеризуемых на уровне качественных понятий (наилучшее, наихудшее и другие). Проблема подбора вида воздействия для условий конкретной скважины относится к задачам классификации. Отметим, что задачи классификации (класса распознавания понятий по символам) плохо алгоритмизируются. Поэтому часто такие задачи решают с использованием систем ИИ. По сравнению с технологиями, использующими алгоритмические модели, основным преимуществом информационных технологий, использующих модели ИИ, является способность совокупного учета влияния множества недоступных прямому выявлению функциональных и стохастических зависимостей. Методы расчета технологических показателей разработки и определения технологической эффективности ГТМ. Инженерные методы расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений • 1. Гидродинамические методы, основанные на построении различных математических моделей процесса вытеснения нефти водой. • 2. Статистические методы, основанные на анализе фактических данных истории разработки нефтяных месторождений. • При создании гидродинамической модели необходим большой объем исходных данных: показатели разработки залежи по истории, геометрия пласта, свойства породы и флюидов, относительные фазовые проницаемости для флюидов, капиллярные давления, информация о скважинах и т.д. • Существует много различных методик прогноза технологических показателей разработки нефтяных месторождений с применением гидродинамических расчетов, среди которых наиболее известными являются методики ВНИИ, Гипровостокнефти, ТатНИПИнефти, БашНИПИнефти , УФНИИ, СибНИИНП, АзНИПИнефти, модель Швецова И.А. • Принципиальное отличие существующих методик расчета показателей разработки заключается в учете неоднородности пластов по коллекторским свойствам и механизме вытеснения нефти из пористой среды. • Выбор методики должен базироваться на опыте разработки конкретного нефтяного месторождения. • По методике ТатНИПИнефть (Э.Д.Мухарский, В.Д.Лысенко) в 60-х гг. был рассчитан прогноз обводнения по всем площадям Ромашкинского месторождения. Гидродинамические методы расчета технологических показателей разработки. Методика ТатНИПИнефть (модели пласта и вытеснения; расчеты НИЗ нефти и жидкости, амплитудного дебита, годовой добычи нефти и жидкости). Гидродинамические методы, основанные на построении различных математических моделей процесса вытеснения нефти водой. При создании гидродинамической модели необходим большой объем исходных данных: показатели разработки залежи по истории, геометрия пласта, свойства породы и флюидов, относительные фазовые проницаемости для флюидов, капиллярные давления, информация о скважинах и т.д. • Существует много различных методик прогноза технологических показателей разработки нефтяных месторождений с применением гидродинамических расчетов, среди которых наиболее известными являются методики ВНИИ, Гипровостокнефти, ТатНИПИнефти, БашНИПИнефти , УФНИИ, СибНИИНП, АзНИПИнефти, модель Швецова И.А. • Принципиальное отличие существующих методик расчета показателей разработки заключается в учете неоднородности пластов по коллекторским свойствам и механизме вытеснения нефти из пористой среды. Методика ТатНИПИнефть • Методика основана на вероятностно-статистической модели слоистого, зонально-неоднородного пласта. Позволяет рассчитывать динамику годовой добычи нефти и жидкости по объекту разработки в целом. • По данной методике невозможно получить карты распределения закачиваемой воды и остаточных запасов нефти в пласте. Также невозможно проследить за динамикой обводнения отдельных скважин. • Расчетные формулы динамики добычи нефти и жидкости из залежи основаны на эмпирической зависимости, где принимается естественное допущение о постепенном снижении годовой добычи нефти и увеличении добычи воды. Соответственно с этим средние дебиты нефти скважин во времени снижаются, а обводненность продукции растет. Амплитудный дебит cкв  *n*Kэксплрасчеты НИЗ нефти и жидкости  годовой добычи нефти и жидкости    |