Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfния отборами по скважинам и регулирования процессом разра ботки. Чем интенсивнее система заводнения, тем выше темпы отбора. Ограничения давления и дебитов скважин определя ются условиями фонтанирования скважин (минимальное забой ное давление фонтанирования), выноса песка (разрушение слабосцементированного пласта), конусообразования подошвенной воды и верхнего газа, недопущения значительного выделения газа из нефти в пласте (р3>0,75рн)г срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа и др.
Технические ограничения накладываются системой ППД (максимальные давления и подачи насосов, ограниченность ре сурсов воды, мощность установок подготовки воды, оборудова ния для совместно-раздельной закачки воды и др.); подъемным оборудованием скважин (максимальная производительность); системой сбора и транспорта продукции (максимальная пропускная способность трубопроводов, мощность насосных стан ций); системой подготовки нефти (максимальная производи тельность установок, зависящая от обводненности и стойкости эмульсии, требований по кондиции товарной нефти); системой очистки и утилизации пластовой попутной воды (мощность уста новок и пропускная способность).
К планово-экономическим ограничениям можно отнести го довой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, се бестоимость и др.).
Проявление рассмотренных ограничений связано со стадией процесса разработки и обусловливает выбор метода регулиро вания.
Контроль процесса разработки
Принятие решений по выбору метода регулирования и установ лению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Под контролем процесса разра ботки понимают сбор, обработку и обобщение первичной инфор мации о нефтяной залежи с целью получения сведений о теку щем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопле ния данных периодически, а также перед составлением каж дого проектного документа выполняют анализ процесса разра ботки, включающий комплекс исследований, расчетов и логиче ских выводов.
Задача контроля — обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представи тельностью информации, точностью измерений и методом обра ботки. Информация должна включать весь перечень необходи мых для анализа сведений. Объем информации по месторож
дению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность — от выбора момента времени (периодич ности) и продолжительности проведения измерений в скважине. Для определения объема информации и повышения ее точности следует использовать методы математической статистики, тео рии случайных функций, теории ошибок и др. Внедрение авто матизированной системы сбора и обработки информации как подсистемы автоматизированной системы управления технологи ческим процессом (АСУ ТП) повысило качество информации и надежность принимаемых решений. Эта система в общем слу чае включает Главный (ГИВЦ), кустовые (КИВЦ) и районные (РИВЦ) информационно-вычислительные центры, территориаль ный информационный центр (ТИЦ) и на предприятиях инфор мационные пункты (ИП), а также абонентские пункты (АП), через которые осуществляется ввод текущей информации в ЭВМ. Автоматизированное информационное обеспечение сво дится к хранению на машинных носителях, обработке, поиску и выдаче информации при решении конкретных задач управле ния. Например, для анализа влияния наклона скважин на экс плуатацию водонефтяных зон пласта АВ4-5 Самотлорского ме сторождения данные по скважинам брали из банка ЭВМ ЕС-1030. На основании промысловой информации был сделан вывод о положительном влиянии наклонного вскрытия пласта на показатели разработки (увеличивается накопленная безвод ная добыча нефти, особенно с уменьшением отношения толщин нефте- и водонасыщенных слоев; уменьшается темп обводне ния скважин).
В объединении «Башнефть» сформирован информационный массив по 12 тыс. скважин, который позволяет с использова нием ЭВМ и математических методов (диагностирования, адап тации и др.) планировать применение методов воздействия на призабойную зону, режимы работы скважин и прогнозировать добычу нефти.
Задачи контроля в начальный период эксплуатации сводятся к подготовке исходных данных для составления проекта разра ботки. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разра ботки и методов ее регулирования. По применяемым четырем видам контроля процесса разработки можно назвать следующие частные задачи, решаемые нефтепромысловыми службами с применением гидродинамических, геофизических и лаборатор ных методов:
1.Контроль выработки запасов: учет количества продукции
иобъема закачки воды (газа); изучение перемещения ВНК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (ох
ват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).
2.Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля при тока и приемистости; определение пластового, забойного, усть евого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамиче скими и промыслово-геофизическими методами; изучение изме нения физико-химических свойств нефти, газа и воды (в пла стовых и поверхностных условиях).
3.Контроль технического состояния скважин и работы тех нологического оборудования: выявление негерметичности, смя тия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности ис пользования оборудования и др.^
4.Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определение анизотропии, тре щиноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.
Основные способы получения информации при контроле — измерение продукции скважин на поверхности, исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины, исследо вание пластов в разрезе скважин. Следовательно, задачи реша ются и по отдельным скважинам (оперативный контроль) и по залежам (месторождениям) в целом (системный контроль).
Задачи и методы геолого-промыслового контроля и анализа де тально изучаются в соответствующих дисциплинах.
Анализ процесса разработки
В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося тече ния процесса и обоснованы методы его регулирования. Важ ная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выясне ние причин изменения каждого показателя, выявление взаимо связи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано не правильными исходными данными проекта, невыполнением про ектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса раз работки с использованием уточненных исходных данных.
Круг задач анализа определяется в основном режимом ра боты пласта и стадией процесса разработки. В общем при водо
напорном режиме анализ процесса разработки может вклю чать следующие задачи (по В. Р. Вороновскому и М. М. Мак симову).
1.Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.
2.Анализ технологических показателей разработки (по ме сторождению, отдельным объектам и участкам):
а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных от боров с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и на гнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распре деления добычи флюидов по площади и толщине пласта (соот ношения накопленной и текущей добычи и закачки по место рождению и пласту с выделением характерных участков ме сторождения по интенсивности их разработки);
б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетатель ных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, ха рактерных участков месторождения по распределению пла
стового давления, степени охвата пласта |
влиянием за |
качки); |
(определение |
в) состояния обводненности месторождения |
влияния текущих темпов разработки на обводненность продук ции; изучение степени и характера обводнения скважин по пло щади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в за висимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);
г) состояния выработки запасов нефти (определение теку щего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).
3. Анализ состояния техники добычи:
а) фонда скважин по способам эксплуатации (разбивка сква жин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуа тации и определение условий и времени прекращения фонтани рования скважин, ожидаемого изменения фонда скважин по способам эксплуатации);
б) применяемых^ методов обработки призабойной зоны (вы явление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабой ной зоны; установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны);
в) применяемых способов, технологии и техники эксплуата ции скважин и состояния наземного и подземного оборудования (установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа; технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования* при механизированном способе добычи; выявле ние наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости и повышения к. п. д.; оценка пропускной способности насосно-компрессорных труб);
г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды (выявление эффективных систем и их техниче ского состояния; наиболее эффективных и экономичных процес сов в системах; ограничений по мощности, пропускной способ ности и давлениям промысловых и магистральных трубопро водов) ;
д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и уп равления работой оборудования и процесса добычи (установ ление наиболее эффективных и экономичных систем, границ воз можного и целесообразного их применения; оценка эффективно сти и технического состояния применяемых систем).
4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости (установление динамики, оценка по факторам изменения и по статьям затрат); б) капитальных вложений (установление дина мики, оценка по направлениям промыслового обустройства и по удельной величине); в) производительности труда (установле ние динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам, удельной численности работников, в том числе рабочих); г) рентабельности предприятия (выявление пу тей повышения рентабельности добычи нефти).
Заключительной составной частью анализа следует рассма тривать прогноз процесса разработки, связанный с предсказа нием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении работаю регулиро ванию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.
§ 4.2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭКСПРЕСС-МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ФАКТИЧЕСКИМ ДАННЫМ
Методы прогнозирования разработки
Под прогнозированием понимается установление заключения о предстоящем развитии, т. е. предсказание о течении техноло гического процесса разработки в будущем. Следовательно, к ме тодам прогнозирования относят все методы моделирования про цесса разработки, в том числе рассмотренные выше гидродина мические методы определения технологических показателей раз работки. Экспресс-методам прогнозирования характерен чисто эмпирический подход, их рассматриваем как статистические ме тоды моделирования. Различают краткосрочное или текущее (до 3 лет) и перспективное или долгосрочное (на 5, 10, 15, 20 и бо лее лет) прогнозирования. Статистическое прогнозирование
становится важным разделом теории проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений, особенно на поздней ста дии. В нефтепромысловой практике в основном проводится прогноз текущей и накопленной добычи нефти и жидкости, об водненности продукции и коэффициента нефтеотдачи, а также определение начальных извлекаемых запасов нефти.
Статистические методы прогноза можно разделить на три группы:
основанные на выявлении закономерностей, полученных в ре зультате анализа фактических данных по одним месторожде ниям, и на прогнозировании показателей разработки по новым, другим, в некоторой степени аналогичным месторождениям
(методы экстраполяции на другие месторождения); |
пласта (объ |
основанные на исследовании заводненных зон |
|
емные методы); |
" |
использующие зависимость одних технологических показа |
|
телей от других (методы взаимосвязи технологических показа |
|
телей). |
|
Статистические методы экстраполяции на другие месторождения
Среди методов первой группы выделяют три подгруппы.
К первой подгруппе относят методы, в которых используются аппарат регрессионного анализа, а также метод адаптации и обучения с последующим распознаванием образов. В резуль тате устанавливается многомерная корреляционная зависимость коэффициента нефтеотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки, которую используют для прогнозирования коэффициента нефтеотдачи
новых месторождений. Такие зависимости предложили С. В. Кожакин, В. К. Гомзиков, М. Т. Абасов, И. И. Абызбаев и др. Например, в работе В. К. Гомзикова и Н. А. Молотовой на основе результатов разработки 50 длительно эксплуатируемых залежей Урало-Поволжья зависимость конечного коэффициента нефтеотдачи представлена в виде
г) = 0,195—0,0078ро + 0,082 \gk + 0,00146Тпл + 0,0039Л+
+ 0, Ж п — 0,054QBH3 + 0,27SH— 0,00086SC |
(4.1) |
где [io— отношение вязкостей нефти и воды; k — проницаемость пласта; Тпл— пластовая температура; h — толщина пласта; Ки — коэффициент песчанистости; QBH3— доля балансовых запа сов водонефтяной зоны от запасов всей залежи; S c— плотность сетки скважин (отношение общей площади залежи к числу по ступающих в эксплуатации скважин); 5„ — нефтснасыщенность.
Эти методы нашли широкое применение.
Во вторую подгруппу можно отнести исследования опыта разработки большого числа нефтяных месторождений, которые позволили создать ряд важных приближенных практических правил для прогнозирования процесса обводнения и нефтеот дачи (В. Н. Щелкачов, Г. Л. Говорова, М. М. Иванова, О. И. Дорохов и др.).
Третья подгруппа включает методы, основанные на одинако вых предположениях. Например, скважины с большим дебитом снижают дебит быстрее, чем скважины с небольшим дебитом. Следовательно, при отсутствии достаточной информации о про шлой добыче одних скважин участка можем определить их объем добычи в будущем на основании данных о прошлой до быче других скважин. Прогнозную добычу из залежи получим, суммируя ее по скважинам. В этой подгруппе был известен ме тод кривой средней производительности. Сущность его состоит в построении кривых падения добычи (зависимость добычи не фти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам и в по следующем осреднении этих кривых. Б. Т. Баишев, В. Г. Оганджанянц и В. В. Исайчев из общего числа месторождений выде лили 4 группы, построили для них зависимости текущей нефте отдачи и доли нефти в потоке жидкости от объемов отобранной жидкости, которые рекомендуют использовать для прогнозиро вания обводнения продукции новых залежей. И. Г. Пермяков рекомендует прогнозировать показатели разработки как в це лом по залежи, так и по отдельным скважинам с помощью кри вых «дебит — накопленная добыча», «обводненность — накоп ленная добыча» и «дебит — время». В. Ф. Усенко и Б. В. Щи тов предложили пользоваться зависимостями отношения накоп ленной добычи к максимальной годовой и водонефтяного фак тора от текущей обводненности продукции.
К методам второй группы (объемным методам) относят метод оценки конечной ‘нефтеотдачи с использованием графических зависимостей текущей нефтеотдачи от степени выработки запа сов и заводненного объема пласта (Ю. П. Гаттенбергер, М. М. Брыкина), метод изохрон обводнения (М. Л. Сургучев), включающий построение графических зависимостей коэффици ентов охвата заводнением залежи и нефтеотдачи от безразмер ного времени (накопленная добыча жидкости, выраженная в процентах от начальных балансовых запасов нефти), и др. Эти методы отличаются сложностью и трудоемкостью работ, невысокой точностью определения заводненных площадей или объемов.
Статистические методы взаимосвязи технологических показателей
Третья группа методов, использующих зависимость одних тех нологических показателей от других, является основной в на стоящее время. Из этой группы можно выделить две подгруппы применительно к режимам истощения и водонапорному ре жиму. В первом случае применительно к режиму истощения для прогнозирования ожидаемой добычи нефти строят графики раз работки за последние 3—5 лет. При этом если число добываю щих скважин за указанный период не изменяется, то учитывают добычу нефти в целом по залежи. Обычно общая добыча нефти по залежи существенно зависит от числа работающих скважин, которое меняется в связи с выводом новых скважин из бурения, отключения обводнившихся, проведения ремонтов, поэтому для прогнозирования строят графики изменения дебита q на отра ботанные скважино-сутки во времени t. Затем к фактическому графику подбирается эмпирическая формула, например:
q = a(b + ft)~c\ |
(4.2) |
q = a{\+ cft)-'/‘- |
(4.3) |
q = alt\ |
(4.4) |
q = ab‘-, |
(4.5) |
q = ae~bt\ |
(4.6) |
q = a-\-bt + d i + ft3 + |
(4.7) |
где а, Ьу Су f — постоянные коэффициенты, определяемые стати стической обработкой фактических данных.
Следует отметить, что формула (4.2) при /*=1 была теоре тически выведена Л. С. Лейбензоном. Формулы (4.2), (4.3) и
158
(4.6) описывают случаи так называемого гармонического (6=1, с=1), гиперболического (l^ c ^ O ) и одинакового процентного (показательного) уменьшения дебита. Для оценки степени точ ности подобранного уравнения вычисляют коэффициент корре ляции при прямолинейной зависимости и корреляционное отно шение— при криволинейной. Перед обработкой обычно по воз можности зависимости выравниваются. Значение коэффициента корреляции г (корреляционного отношения) может меняться от 0 до ±1. При г=1 корреляционная зависимость превраща ется в точную функциональную зависимость, а при г= 0 кор реляционной связи между исследуемыми параметрами не су ществует. Принято считать, что при г=0,5 сходимость резуль татов удовлетворительна, при г = 0,7 — хорошая, при г > 0,7 — высокая. Для нисходящих кривых коэффициент корреляции имеет знак минус, для восходящих — плюс. Установив значения коэффициентов и определив степень точности уравнения, опре деляют ожидаемую добычу, задаваясь временем в подобранном уравнении. Упреждение прогноза (участок экстраполяции) не должно превосходить, как правило, половины фактического ин тервала.
Для прогнозирования накопленной добычи нефти Ун пред ложено использовать зависимости:
|
|
|
|
(4.8) |
|
1/ |
ь |
|
(4.9) |
|
V н — CL |
“ |
» |
|
где ti, |
tj — периоды разработки. |
что |
при t-*-оо величина |
а ха |
Из |
уравнения (4.9) следует, |
рактеризует максимальную накопленную добычу нефти, т. е. на чальные извлекаемые запасы нефти.
При водонапорном режиме фактор времени представлен обычно накопленной добычей жидкости, поэтому методы прогно зирования основаны на построении характеристик вытеснения нефти водой. Под характеристиками вытеснения понимаются зависимости накопленной добычи нефти по рассматриваемому объекту от накопленной добычи жидкости или воды (при раз личных возможных модификациях координат в зависимостях). Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуа тации характеристики вытеснения позволяет прогнозировать процесс обводнения и нефтеотдачи на будущий период. В настоящеее время известно много методов построения характери стик вытеснения. Часть из них основана на обработке только лишь промыслового материала, другая часть имеет теоретиче ское обоснование. Естественно, что большее предпочтение сле дует уделять теоретически обоснованным методам.
Метод А. М. Пирвердяна основан на использовании аппрокси мации Ю. П. Борисова функции Баклея — Леверетта. Для опре деления накопленной добычи нефти QHв зависимости от накоп ленной добычи жидкости Qm получена формула
Qи — TtlVплби
- m V n ^ l- S o H - S c . |
д |
/ |
(4-10) |
|
где Упл— объем пласта |
от начального контура |
нефтеносности |
||
до добывающей галереи |
(остальные обозначения см в § 2.4). |
|||
Фактическая характеристика |
вытеснения; построенная |
в ко |
ординатах Qи—<2ж°’5 через некоторое время после начала раз работки дает прямую линию, экстраполируя которую, получаем текущую накопленную добычу нефти и начальные извлекаемые запасы нефти (как отрезок, отсекаемый па оси ординат при
<2ж °'5- > 0 ) .
А. А. Казаков, усовершенствуя метод А- М.. Пирвердяна, рас пределение нефтенасыщенностн s„ вдоль пласта принял в более общем виде:
Ь = ( ст*УплД* |
(4.11) |
||
V |
Q™. |
J |
|
где с, X— постоянные коэффициенты, |
зависящие от кривых фа |
||
зовых проницаемостей. |
(4.10), |
учитывая, |
что начальные |
По аналогии с формулой |
извлекаемые запасы Упиз= ^^пл(1—sou scn), можно записать
QH= Униз— |
(4.12) |
После дифференцирования, имея в виду, что доля |
нефти |
в потоке жидкости nn=dQnldQm, и логарифмирования, полу чаем
lg Пн = |
lg (Ф^.) + (1 + ^ ) |
lg Qm, |
(4.13) |
где ф = сV o (тУпл)Х+1/(Х + |
1). |
можно |
прогнозировать |
Таким образом, текущие показатели |
в координатах QH—QжХи lgnH—lgQm, где коэффициент X пред варительно определяем по последней зависимости, а начальные извлекаемые запасы — по первой зависимости.
Метод С. Я. Назарова и Я. В. Сипачева предполагает ис пользование прямолинейной зависимости
|
QyiJQn — |
a.-\-bQBi |
(4.14) |
где QB— накопленная |
добыча воды; а, b |
коэффициенты, при |
|
чем значение (—6)-1 |
равно |
начальным |
извлекаемым запасам |