Содержание к диссертации
Введение
1. ВЫБОР ИНФОРМАТИВНЫХ ПРИЗНАКОВ НЕШТИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ РАЗДЕЛЕНИЯ ДЕБЙТОВ СКВАЖИН ПО СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ ПЛАСТАМ 7
2. ВЫВОД РАСЧЕТНЫХ ФОРМУЛ И МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОШИБОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПО НИМ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН .37
3. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗДЕЛЬНОГО ДЕБИТА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕШТЯНЫХ СКВАЖИН 61
3.1 Определение притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов по их относительным дебитам и свойствам жидкости .61
3.2 Отбор и подготовка проб к анализу 66
3.3 Отгонка показательных фракций 67
3.4 Определение анилиновых точек 78
3.5 Анилиновая точка и групповой состав показательной фракции...84
3.6 Усовершенствование методики для трех пластов 88
4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МЕТОДИКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ И БАССР 97
4.1 Испытания методики на Сорочинско-Никольском и Родинском месторождениях 97
4.2 Испытания методики на Бобровском месторождении Оренбургской области 115
4.3 Испытания методики на Стахановском месторождении БАССР 122
4.4 Сопоставление результатов распределения дебитов пластов, полученных методом "анилиновых точек", механической дебитометрией и другими методами 130
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ...138
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДА И РЕКОМЕНДАЦИИ . 142
ЛИТЕРАТУРА 144
ПРИЛОЖЕНИЯ 154
- ВЫБОР ИНФОРМАТИВНЫХ ПРИЗНАКОВ НЕШТИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ РАЗДЕЛЕНИЯ ДЕБЙТОВ СКВАЖИН ПО СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ ПЛАСТАМ
- ВЫВОД РАСЧЕТНЫХ ФОРМУЛ И МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОШИБОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПО НИМ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН
- Определение притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов по их относительным дебитам и свойствам жидкости
- Испытания методики на Сорочинско-Никольском и Родинском месторождениях
Выбор информативных признаков нешти для решения задачи разделения дебйтов скважин по совместно эксплуатируемым пластам
Большинство нефтяных месторождений СССР- многопластовые, содержащие в разрезе от 2 до 12 нефтеносных пластов _l]. Совместная разработка продуктивных пластов с несущественно различающимися геолого-физическими параметрами, когда при соответствующем регулировании процесса обеспечиваются примерно одинаковые темпы их выработки, имеет неоспоримые технико-экономические преимущества по сравнению с раздельной эксплуатацией каждого пласта или части их по самостоятельной сетке [2J. Увеличение эффективной толщины объекта повышает производительность скважин и сокращает как сроки эксплуатации месторождения, так и капиталовложения в его строительство и обустройство. Это явилось причиной выделения на ряде месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, Мангышлака и Севера крупных многопластовых объектов. При их разработке наибольшее распространение получила совместная эксплуатация нескольких пластов в одной скважине при раздельном воздействии на пласты в нагнетательных скважинах /Мухановское, Узеньское, Ромашкинское и другие месторождения.
Однако в дальнейшем было установлено, что увеличение эффективной толщины объекта разработки не ведет к пропорциональному возрастанию дебитов скважин, так как при совместной разработке нескольких пластов утрачиваются некоторые положительные качества раздельной эксплуатации каждого из них. Например, максимально возможная добыча из всех горизонтов при самостоятельной их разработке может значительно превышать суммарный дебит этих же пластов при объединении их в один объект эксплуатации [3J. Снижение коэффициента продуктивности при укрупнении эксплуатационного объекта вызвано как геолого-промысловыми факторами, связанными с взаимодействием пластов и их различием по фильтрационным характеристикам, так и технологическими условиями разработки /плотность сетки, система воздействия на пласт и т.д./ [4]. Например, если один из пластов не получает пополнения энергии от закачки, его давление быстро снижается до уровня забойного давления других пластов, испытывающих влияние закачки, и запасы этого пласта практически не вырабатываются. Установлено, что при совместной эксплуатации пластов величины средних коэффициентов продуктивности тем меньше, чем больше пластов объединяется в эксплуатационный объект и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов [б] . Одни исследователи это связывают со снижением коэффициента охвата пород воздействием закачиваемой воды [б], другие - с резким возрастанием неоднородности объекта по коллекторским свойствам и ускорением обводнения добываемой продукции \_т].
М.М.Саттаров и Д.М.Саттаров на основе анализа публикаций и фактических данных разработки констатируют, что выбор совместной или раздельной эксплуатации пластов является центральной проблемой теории и практики разработки нефтяных месторождений ]в]. Сложность решения этой проблемы обусловливается и тем, что оно должно быть найдено в период проектирования разработки многопластового месторождения при ограниченном количестве информации, поступающей в процессе разведки. В настоящее время ранее принятые и реализованные системы совместной разработки по большинству месторождений пересматриваются в сторону разукрупнения объектов "вплоть до самосто-ятельной разработки пластов с худшими фильтрационными свойствами _9, C.I5J , что должно улучшить контроль и регулирование выработки их запасов .
В Оренбургской области залежи нефти приурочены преимущественно к бобриковскому горизонту и турнейскому ярусу, являющимся основными эксплуатационными объектами. При их разработке наметились два направления. Первое - совместная разработка турнейской и бобриковской залежей, второе - разработка бобриковской залежи отдельной сеткой скважин. Первая система разработки имела важное преимущество над второй в том, что без бурения дополнительных скважин можно было в кратчайший срок ввести в разработку бобриковскую залежь. В дальнейшем при совместной эксплуатации двух залежей проявились и существенные недостатки принятой системы: во-первых, возможная добыча нефти из каждого пласта не достигается из-за ограниченной технической возможности установленного на скважинах оборудования; во-вторых, почти полное отсутствие контроля за разработкой залежей, имеющих различную проницаемость. Кроме того, из-за различной связи этих залежей с водонапорной системой продвижение контурной воды в бобриковской залежи намного опережает подъем ВНК турнейской залежи, вследствие чего бобриковская залежь на отдельных участках "накрывает" водой турнейскуго. Эти недостатки заставили пересмотреть целесообразность совместной разработки пластов, однако к настоящему времени в объединении "Оренбургнефть", как и в других нефтедобывающих районах, значительным числом скважин одновременно эксплуатируется два или три продуктивных пласта. В этих условиях основной задачей контроля за охватом воздействием и регулированием выработки многопластовых нефтяных залежей является не только установление работающих и неработающих пластов в разрезе каждой скважины, но и определение их относительных дебитов.
Вывод расчетных формул и математическая оценка ошибок определения по ним относительных дебитов скважин
Таким образом, при количественном определении в пластовых пробах, а также в смешанной продукции скважины любых двух компонентов нефти, концентрации которых отличаются в нетях совместно эксплуатируемых пластов, расчетные формулы /2.6/-/2.I0/ позволяют определять как абсолютные дебиты пластов А, В и С в тоннах нефти, так и относительные их дебиты в массовых процентах. Во втором случае Q в расчетных формулах принимается за 100 %. Как уже отмечалось в первой главе, для этой цели могут быть использованы как концентрации индивидуальных ингредиентов нефти, так и результаты структурно-группового анализа.
Если показательные фракции нетей из совместно эксплуатируемых пластов, условия и принцип отбора которых описаны в следующей главе, принять в качестве компонента 2, а ароматические углеводороды, извлекаемые с этими фракциями - в качестве компонента I, то пересчет истинных концентраций ароматических углеводородов, содержащихся в показательных фракциях, на их концентрацию.в самих пластовых нетях /Xj, Xj, Xj ; при этом получаем концентрацию не всей ароматики, содержащейся в нефти, а лишь той её части, которая была извлечена с исследуемой фракцией/ и в их смеси /Xj/ может проводиться, как показано в таблице 5 /колонка 4/. Истинные же концентрации ароматических углеводородов во фракциях пластовых нетей х и в их смеси выражаются произведениями анилинового коэффициента К /принимаемого постоянным ввиду незначительных естественных различий показательных фракций по структурно-групповому составу, см. главу III / на величину разности анилиновых точек после и до де ароматизации /т\ Г3, ТС и Т, колонка 3 /.
Определение притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов по их относительным дебитам и свойствам жидкости
Если установлено, что относительные дебиты двух совместно эксплуатируемых пластов А и В скважине, имеющей суточный дебит, например, 100 м3 жидкости с обводненностью по ГОСТ 2477-65 40 % и плотностью 991 кг/м3, составляют: Q = 30 % и Q = 70 %, то расчет притоков нефти из этих пластов обычно проводят следующим образом.
Однако такой способ расчета приводит к завышению как общего дебита нефти в многопластовой скважине, так и раздельных дебитов из совместно эксплуатируемых пластов. Автором показано [вз , что завышение нефтесодержания промысловых водонефтяных эмульсий обусловлено следующими распространенными методическими ошибками их анализа. При определении в эмульсии содержания воды методом её азеотропной отгонки с помощью аппарата Дина-Старка /ГОСТ 2477-65/ находят концентрацию чистой воды, представляющей по массе и объёму лишь часть минерализованной водной фазы, в которой суммарная концентрация солей может достигать 25 и более массовых процентов. Повсеместно практикуемое суммирование концентраций отогнанной воды и минерализованной водной фазы, полученной методом отстоя, нельзя признать правомерным. Кроме того, при расчете количества нефти обычно делают поправку на содержание лишь хлористых солей, тогда как необходимо учитывать всю гамму солей, растворенных в пластовой воде. Контроль же содержания хлористых солей по ГОСТ 21534-76 устанавливает только качество подготовки нефти к переработке.
Испытания методики на Сорочинско-Никольском и Родинском месторождениях
В марте 1981 года совместно с сотрудниками НГДУ "Сорочинск-нефть" были начаты промысловые испытания методики с целью установления относительных дебитов двух пластовых скважин Ш 272, 359, 427 и 470 Сорочинеко-Никольского месторождения, эксплуатирующих совместно турнейский и бобриковской /Б / пласты.
Для составления усредненных проб нефтей из указанных пластов были отобраны две серии водонефтяных эмульсий соответственно из 12 и 9 опорных скважин с общим суточным дебитом нефти 789 и 1263 тонны /таблица 17/. При составлении усредненных пластовых проб в количестве 600 мл обезвоженной нефти учитывалась доля участия каждой опорной скважины в общем дебите соответствующей серии, принимаемого за 100 % .
Результаты проведенных испытаний представлены в таблице 18. Отгонка показательных фракций проводилась на одном и том же аппарате с объемом приемника фракций 56,6 мл и при постоянной загрузке 200 мл обезвоженной нефти. Для контроля предварительно анализировали искусственную смесь нефтей, составленную из усредненных пластовых проб /Bj и Б/ в соотношении 59,8:40,2 массовых процентов.
