книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

ния 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

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

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+

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.

(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:

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

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:

извлекаемые запасы Упиз= ^^пл(1—sou scn), можно записать

в потоке жидкости nn=dQnldQm, и логарифмирования, полу­ чаем

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