Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
5) использование текущих карт разработки и карт изобар. Так, если более удаленная от нагнетательной скважины участка добывающая скважина имеет более высокое пластовое давление, чем более близкая, то, вероятно, что она работает от чужой нагнетательной скважины (если она есть вблизи этой добывающей скважины тоже, если в добывающей скважине пластовое давление больше, чем в нагнетательной скважине этого участка и т.д. Канонический подход к оценке пригодности участка для анализа Основной задачей подготовительной работы по определению технологической эффективности МУН является оценка пригодности участка для дальнейшего анализа. Согласно АХ. Мирзаджанзаде, перед определением ожидаемой добычи по статистическим материалам предшествующей разработки необходима проверка на репрезентативность. Эта проверка сводится к тому, что документированные величины текущих (месячных) дебитов, принимаемые для статистической обработки, должны тщательно отбираться для исключения непредставительных результатов, обусловленных различными помехами, в частности, для нашего случая, – перераспределением отбора между скважинами, переходом с упругого режима на водонапорный и т.п. Если обрабатываются материалы по добыче нефти отдельных скважин, то подлежат исключению дебиты, замеренные перед подземным ремонтом и сразу после ремонта, а также дебиты нефти, замеренные после различных технологических мероприятий. Это относится, в первую очередь, к обработке динамических (временных) рядов текущих показателей добычи. Но основная идея, идея о репрезентативности (представительности) в качественном и количественном смысле, остается в силе и при обработке накопленных показателей добычи. Поэтому предлагается в качестве критерия пригодности участка для дальнейшего анализа использовать монотонность роста годовой обводненности продукции в период ближней (непосредственно предшествующей применению МУН) предыстории в течение 3-4 лет. Если в период такой предыстории годовая обводненность монотонно растет, участок пригоден для анализа, 294 если же годовая обводненность то растет, то падает, необходимо найти скважину (скважины, с соответствующими параметрами, и, по возможности, исключить ее из анализа. В противном случае придется искать более сложные виды анализа или отказаться от анализа участка. Если предыстория составляет года, то можно использовать значения обводненности с осреднением поквартальным или полугодовым значениям. В качестве дополнительных критериев можно использовать относительную стабильность годовой добычи жидкости (±50 %) в период ближней предыстории, а также величину годовой компенсации отбора жидкости закачкой воды, которая должна быть больше единицы. Однако критерий монотонности роста текущей обводненности продукции в период ближней предыстории не всегда может быть реализован, в частности, при разработке трещинных или трещинно-поровых коллекторов. В этом случае предлагается использование характеристик истощения (падения) первой группы. Очевидным является требование, чтобы в добывающих скважинах работали те же пласты, в которые производится закачка воды в нагнетательную скважину участка. Но при определении показателей закачки и добычи по многопластовым участкам, если нет воспроизводимых инструментальных данных о приемистости и притоках по пропласткам, предлагается использовать эти данные в целом по горизонту, что увеличивает шумы, но избавляет от субъективного подхода. В период предыстории и истории анализируемого периода необходимо использовать участок в составе одних и тех же добывающих скважин. Методы прямой оценки эффективности применения геолого- технических мероприятий. Применение динамических рядов (методика прямого счета) После формирования участка и выбора исходных показателей для анализа задачами следующего этапа работы по оценке эффективности МУН являются построение и анализ динамических (временных) рядов месячной добычи нефти, жидкости, а также обводненности и закачки воды за 2-3 года ближней предыстории и весь период истории. Такие ряды, построенные по эксплуатационным карточкам, часто зигзагообразны и поэтому сложны для визуального анализа. Поэтому возможно проведение предварительного сглаживания этих данных, чтобы убрать единичные одномесячные пики вверх и вниз, например, способом трех- или пятичленной скользящей средней или трехчленной скользящей медианы. Для промысловых специалистов важно после воздействия оценить изменение добычи нефти в измеряемых на промысле величинах. Для этих целей предлагается простая экспресс-методика прямого счета для оценки эффективности МУН с использованием месячных величин добычи нефти и воды по опытному участку. Суть ее заключается в следующем. В координатах месячная добыча нефти – время за нулевой отсчет времени принимают месяц на 1-2 года раньше месяца начала воздействия МУН, те. в качестве ближней предыстории берут 12-24 месяца, причем за й или й месяц предыстории принимают месяц начала воздействия МУН (рис. 25.1). На график наносят точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводят вертикальную черту через месяц начала воздействия. Далее определяют среднемесячную добычу нефти в период предыстории и проводят равную ей горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой. Затем период предыстории второй вертикальной чертой делят на два равных полупериода, каждый длительностью 6-12 месяцев. Таким образом, период предыстории превратился графически в квадрантную диаграмму, в которой первый (аи второй (б) квадранты расположены выше среднемесячной добычи нефти, а третий (в) и четвертый (г) – ниже ее. Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использовать наиболее простой критерий – коэффициент ассоциации Юла [14]: К аЮл = (а г – б · ваг+ б в, (25.1) где а, б, в и г количество точек в соответствующих квадрантах. 296 Рис. 25.1 Схематизация динамики добычи нефти по участку применения МУН для расчета по методике прямого счета (● – месячный дебит скважин ○ – осредненный месячный дебит скважин за полупериод предыстории + - фактический месячный дебит скважин после воздействия) Если по абсолютной величине К аЮл больше 0,7, тренд считается установленными достаточно надежным. Перебором вариантов счетным числом месяцев предыстории от 12 до 24 определяют вариант с максимальной величиной коэффициента ассоциации Юла, который берут за основу. Далее определяют количественные показатели тренда. Для этого вычисляют среднемесячную добычу нефти за первые и вторые 6-12 месяцев предыстории, графическим или расчетным путем наносят прямую тренда до пересечения с первой вертикальной чертой (месяцем начала воздействия. В точке пересечения определяют базовую среднемесячную добычу нефти и из нее проводят горизонтальную (параллельную оси времени) прямую навесь период истории. Таким образом, считают, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект при оценке методов, осуществленных в период устойчивого падения базовой добычи. 297 Разумеется, если динамика месячной добычи нефти в период предыстории имеет малый разброс точек (что редко бывает для малых участков) и представляет собой плавную кривую, то базовую месячную добычу нефти можно определить графическим или расчетным путем. Нов любом случае, во избежание завышения эффекта, на большей части периода времени после воздействия базовая месячная добыча нефти должна быть постоянной. По количеству и положению точек после начала воздействия МУН относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект и его динамика. Для количественного определения величины эффективности вычисляют среднемесячную добычу нефти от месяца начала воздействия до даты анализа, вычитают из нее базовую среднемесячную добычу, и умножением на указанное число месяцев рассчитывают дополнительную добычу нефти и ее долю от всей добычи нефти после воздействия, а также удельный технологический эффект в т/т (тонн дополнительной добычи на тонну использованного товарного химреагента). Для того чтобы оценить, за счет какого фактора получена дополнительная нефть – за счет интенсификации или за счет увеличения нефтеотдачи, предлагается определять фактическую среднемесячную обводненность продукции за 12 месяцев предыстории и за период после воздействия и сопоставлять их с расчетной базовой средней обводненностью после воздействия МУН, используя для этого объем среднемесячной добычи воды в периоды предыстории и истории и объем расчетной базовой средней добычи нефти. Таким образом, методика прямого счета основана на использовании необработанных, непреобразованных данных прямых замеров, отраженных в эксплуатационных карточках скважин. Опыт применения этой методики показал, что в среднем такой подход дает величины технологического эффекта, как и следовало ожидать, более низкие, чем при использовании характеристик вытеснения, но близкие к нижнему пределу изменения их величин. 298 Чаще всего в промысловой практике используется определение величины дополнительной добычи нефти, а не извлекаемого запаса, поэтому не имеет смысла переводить параметры добычи в пластовые условия. Таким образом, расчет добычи нефти, воды, жидкости ведется в тоннах в поверхностных условиях. 299 Характеристики вытеснения Характеристики вытеснения получили очень широкое распространение в качестве удобного инструмента оперативного анализа состояния разработки месторождения, а также как способ оценки эффективности геолого- технологических мероприятий (ГТМ). Под характеристиками вытеснения (ХВ) принято понимать аналитические или эмпирические зависимости изменения технологических параметров добычи пластовых жидкостей входе процесса разработки. В целях анализа и прогноза они используются с применением статистических методов обработки промысловых данных. К настоящему времени известно более 150 различных ХВ, которые в ряде случаев являются связанными между собой. В качестве текущих (месячных, квартальных, годовых) показателей добычи используются текущая добыча нефти ( q н, текущая обводненность в долях единицы (В) и время (Т. Они являются параметрами так называемых дифференциальных зависимостей. В числе накопленных показателей добычи применяются накопленная добыча нефти (н, воды (в) и жидкости (ж. Они являются параметрами так называемых интегральных зависимостей. Все эти ХВ сточки зрения пользователя удобно сгруппировать в 3 существенно различающиеся группы (информацию по авторами некоторым примерам применения можно найти в источнике [4]). К первой группе относятся ХВ, в которых применяются только текущая и накопленная добыча нефти ( q н ни время (Т. Некоторые, наиболее используемые из них, показаны ниже Т в ан , (25.2) Т в а Q Т н ⋅ + = / , (25.3) н н Q в а, (25.4) вТ н е а q − ⋅ = (25.5) Как видно, характерной особенностью ХВ первой группы является то, что они сухие, в них не фигурирует добыча воды (жидкости. Поэтому их 300 можно использовать, если текущая добыча жидкости в периоды предыстории и истории держится примерно на одинаковом уровне. В частности, опыт показал правомочность и целесообразность использования характеристик первой группы при разработке карбонатных коллекторов с трещинной проводимостью (при использовании накопленной добычи нефти. Ко второй группе ХВ относятся смешанные ХВ, которые содержат как текущий показатель – обводненность (В, таки накопленные – нефти (ни жидкости (ж. К ним можно отнести, в частности, следующие ln(1 ) B a в н − ⋅ , (25.6) н Q в а В ln ln ⋅ + = , (25.7) ж a B ln ) 1 ln( ⋅ − = − , (25.8) н Q в a B ⋅ + = ln (25.9) Опыт обработки промысловых данных ХВ второй группы, как и большинства ХВ первой группы (в которые входят текущие показатели, показывает, что их точность недостаточна из-за большого разброса точек в зависимостях даже для залежей с большим количеством скважин. К третьей группе ХВ относятся характеристики вытеснения, в которые входят только накопленные величины добычи нефти (ни жидкости (ж в н ж Q в а, (25.10) ж н в Q в а, (25.11) н н в Q в а, (25.12) ж ж н Q в ан ж в Q = − , (25.14) ж н Q в а, (25.15) ж н Q в аж н ж Q Q а в Q = + ⋅ . (25.17) 301 Последовательность оценки эффективности геолого-технологических мероприятий с применением ХВ Таким образом, определим следующую последовательность оценки технологической эффективности мероприятий с применением ХВ. 1. Прежде всего, необходимо выбрать продолжительность анализируемой предыстории. Критерием длительности служит максимальная корреляция при максимально длительной предыстории. 2. Далее необходимо выбрать одну или несколько ХВ. Коэффициенты, входящие в уравнения, определяются, как правило, по методу наименьших квадратов. Легче использовать линейные зависимости, которые можно рассчитать даже вручную. 3. Затем осуществляется экстраполяция и расчёт технологического эффекта (если оценивается эффективность ГТМ). Графически, для нелинейной зависимости, это может выглядеть так (рис. 25.2): Рис. 25.2 Расчёт технологического эффекта от ГТМ с помощью ХВ С помощью ХВ при возможности эффективной экстраполяции данных сначала периода выработки участка можно оценить потенциальные извлекаемые запасы приданной системе разработки месторождения (рис. 25.3) в предположении, что никаких дополнительных мероприятий завесь оставшийся период разработки на нём проводиться не будет. Например, по зави- ГТМ факт экстраполяция ХВ эффект Q ж Q н 302 симости Камбарова (25.14) строится ХВ в накопленных координатах ни 1/Q ж : Рис. 25.3 Оценка извлекаемых запасов с помощью ХВ Далее ХВ экстраполируется до линии пересечения с осью накопленной добычи нефти. Точка пересечения ХВ с осью и будет примерным значением величины потенциальных извлекаемых запасов. Методология корректного выбора и использования характеристик вытеснения Как видно из приведенного перечня известных характеристик вытеснения, большинство из них имеет вид уравнения прямой, то есть в соответствующих координатах графики зависимости должны выходить напрямую линию. Однако на практике они имеют, в лучшем случае, вид кусочно- линейной зависимости в результате постоянно меняющихся условий разработки и эксплуатации нефтяного объекта. Поэтому нет и не может быть универсальных ХВ, описывающих одним простым уравнением всю сложную динамику добычи нефти. Таким образом, все ХВ, вообще говоря, равноправны, по крайней мере, в качественном смысле. Это в равной мере относится и к физически содержательными к виртуальным аппроксимациям (ХВ). Q извл Q н 1/Q ж 303 Как известно, надежность прогноза в общем виде (в нашем случае базовый вариант – экстраполяция) тем выше, чем меньше среднеквадратиче- ское отклонение фактических от аппроксимированных данных в период предыстории и чем больше отношение периода предыстории к периоду прогноза (истории/экстраполяции). Отсюда очевиден основной критерий подбора наиболее эффективных характеристик вытеснения к конкретным условиям анализируемого опытного участка – минимальный разброс фактических данных вдоль аппроксимирующей прямой в период предыстории и максимальная величина прямолинейного периода ближней предыстории. Отсюда неизбежен вывод, что оценка эффективности МУН путем построения касательной в точке начала воздействия МУН, или секущей в каком-то интервале предыстории, строго говоря, недопустима, так как обладает неопределенной надежностью. Поэтому предлагается использовать только те ХВ, которые дают прямую предысторию для того или иного опытного участка в течение не менее 6 месяцев перед началом воздействия МУН (на практике этот период редко превышает 15-20 месяцев. Рекомендуется на графиках ХВ, а именно на оси ординат, откладывать величины добычи нефти или параметр, напрямую сними связанный, независимо оттого, является ли он функцией или аргументом в каноническом виде ХВ, представленной ее автором. Так как часть МУН применяется для увеличения эффективности довы- теснения из промытых зон обводненного пласта, а при этом до появления вала повышенной нефтенасыщенности закономерности добычи не отличаются от периода предыстории (так называемый индукционный период или лаг- фаза, предлагается включать этот индукционный период в период прямой предыстории для последующей экстраполяции. Предлагается определять величину дополнительной добычи нефти разница между фактической добычей и расчетной по экстраполированной 304 предыстории) везде, где это можно, при расчетной добыче жидкости, равной фактической добыче жидкости. Поскольку динамика части характеристик вытеснения не инвариантна то есть зависит от отсчетного начала предыстории – отсчетный нуль, предлагается в качестве подвариантов использовать плавающий нуль, но отсчет предыстории начинать не позже одного года до начала реализации МУН. При этом для оценки эффективности МУН следует использовать тот вариант, который дает максимальную во времени прямолинейную ближнюю предысторию. Опыт использования характеристик вытеснения как рекомендуемых существующими РД по определению технологической эффективности МУН, таки известных по публикациям, показывает, что, несмотря на очень большое число ХВ, сформулированные выше критерии и условия корректного применения ХВ зачастую трудно, а иногда и невозможно реализовать из-за их значительной жесткости. Нос другой стороны, известно, что ХВ применяют достаточно произвольно с целью промысловой оценки величины технологического эффекта. При этом, нередко не нарушая этих РД, так как в них не указаны жесткие критерии и условия корректного применения ХВ для оценки эффективности МУН. Это, в свою очередь, приводит к тому, что у разных исследователей по одному и тому же опытному участку могут получиться совершенно разные, иногда взаимоисключающие, результаты. 305 Лекция №26 1. Управление разработкой месторождения 2. Информационная база процессов управления 3. Уровни управления разработкой 4. Инструментарий управления разработкой Управление разработкой месторождения Управление разработкой месторождений – активно развивающееся в последнее время направление, интегрирующее в себе последние достижения как в технике и технологии геофизических исследований, эксплуатации скважин, методов воздействия на пласты и, конечно, информационные технологии. Под управлением разработкой следует понимать комплекс методов определения, контроля и поддержания оптимального технологического, экологического и экономического режима разработки месторождения, максимально соответствующего проектным показателям. По каждому элементу процесса управления существует соответствующий инструментарий. В современном интегрированном виде процесс управления базируется наследующем комплексе программных, аппаратно- технических и технологических решений. Он включает |