Содержание к диссертации
Введение
1. Краткий обзор исследований в ошастй регулирования разработки залежей нефти 16
2. Гидродинамическая модоіь взаимодействия скважин 25
2.1.Постановка задачи и математический аппарат построения гидродинамической модели взаимо действия скважин 25
2.2. Опре деление коэффициента взаимовлияния 31
2.3.Задача линейного программирования максимиза ции добычи нефти 35
2.4.Оптимизация расхода скважинами нефтевытес- няющего агента и энергии пласта.. 40
2.5. Двойственная задача линейного программирова ния оценки добывных возможностей залежи и скважин . 47
2.6.Регулирование гидросопротивлениями призабойных зон скважин 53
3. Планирование гешого-технйческих мероприятий по добывающим скважинам 57
3.1.Классификация геолого-технических мероприя тий 57
3.2. Критерии видов ГТМ на добывающих скважинах по гидродинамической модели 60
3.2.1.Критерии планирования ГТМ по обработке при- забойных зон скважин 65
3.2.2.Критерии планирования ГТМ по увеличению депрессии 69
3.2.3.Критерии видов ГТМ по изоляции водопритоков и снижению депрессий, вплоть до остановки скважины. 73
3.3.Порядок расчетов для выбора скважин и видов ГТМ 82
4 . Результаты опытного внедрения методики выбора скважин.поднежащих проведению геоюго-технических мероприятий, и определения их вида 92
4.1.Краткая характеристика опытных участков 92
4.2. Планирование ГГМ по добывающий скважинам и результаты выполненных работ 104
4.3.Технико-экономическая эффективность прове денных геолого-технических мероприятий 121
Основные выводы и рекомендации 130
Список литературы 142
Приложения
- Опре деление коэффициента взаимовлияния
- Двойственная задача линейного программирова ния оценки добывных возможностей залежи и скважин
- Критерии видов ГТМ на добывающих скважинах по гидродинамической модели
- Планирование ГГМ по добывающий скважинам и результаты выполненных работ
Введение к работе
ХШ съезд КПСС постановил в области нефтяной промышленности "... расширить применение новых методов воздействия на нефтяные и газовые пласты и увеличить за счет этого извлечение нефти и газа из недр".
Решение этой задачи при разработке нефтяных залежей связано как с разработкой новых методов воздействия на нефтяные пласты, так и с дальнейшим совершенствованием планирования и проведения геодого-технических мероприятий (ГТМ) по добывающим скважинам, направленных на регулирование процесса разработки этих залежей и улучшение технико-экономических показателей работы не только отдельных скважин, но и залежи в целом. Составной частью этих процессов является периодическое проведение ГТМ, направленных на изменение режимов работы скважин, снижение фильтрационных сопротивлений призабойных зон, ограничение водопритоков в скважины и т.д. Задача совершенствования планирования и проведения ГТМ по скважинам всегда была в центре внимания исследователей, поискам ее решения посвящена обширная литература. Известны гидродинамические, вероятностно-статистические и другие подходы к ее решению. Целесообразным было бы назначать ГТМ на основе анализа разработки нефтяного месторождения путем периодического сопоставления фактического состояния разработки с расчетным (проектным), исследования меняющихся геолго-промысловых условий,вли-ющих на процесс разработки, и прогнозирования технико-экономических показателей по нескольким вариантам. Однако, провести такой глубокий анализ в условиях НГДУ практически невозможно.Во-первых, такой анализ требует выполнения значительного объема работ, который под силу только большому коллективу специалистов.
Во-вторых, такой анализ, если он и выполним, потребует таких затрат времени, при которых исходаая промысловая информация устаревает и полученные на ее основе выводы теряют ценность для оперативного регулирования. Пригодного дая промысловой практики оперативного метода определения вида ГГМ, направленного на изменение того или иного ги,продинамического показателя работы скважин и основанного на минимальном объеме исходной промысловой информации, не найдено.
Используемые в настоящее время способы назначения видов ГСМ и определения их эффективности не учитывают гидродинамические взаимосвязи скважин, что, безусловно, отрицательно сказываются на технико-экономической эффективности проводимых работ, приводят к ошибкам в расчетах, а полученный эффект от проведенных ГГМ по скважинам не всегда приводит к приросту добычи нефти по залежи. Поэтому разработка методов планирования ГТМ, учитывающих гидродинамические связи скважин и основанных на минимальном объеме промысловой исходной информации, является актуальной задачей оперативного регулирования процессом разработки нефтяных залежей, повышения добычи нефти и нефтеотдачи пластов.
Необходимость принятия оперативных решений обуславливает применение средств ЭВМ при обработке исходных данных.
Цель работы.
Создание методики определения видов ГТМ по добывающим скважинам дая повышения эффективности их регулирующего воздействия и досычи нефти по скважинам и залежи в целом.
В работе решены следующие задачи.
I.Разработана гидродинамическая модель влияния изменения давления, дебита жидкости, ее обводненности и фильтрационного сопротивления призабойной зоны исследуемой скважины на суммар-
- б -
ную добычу нефти по всем другим скважинам, взаимодействующим с исследуемой.
2. Разработаны гидродинамические критерии распознавания
условий работы добывающих скважин:
оптимальных и не оптимальных по максимуму добычи нефти и расходованию нефтевытесияющего агента и энергии пласта;
эффективных и неэффективных по вкладу в суммарную добычу нефти по участку залежи обводненных скважин, по объективно обусловленной оценке приращения продуктивности скважин и по показателям гидросопротивления фильтрации жидкости к забою скважин.
3. Разработана методика определения видов ГТМ по скважинам,
основанная на гидродинамических критериях распознавания условий
работы добывающих скважин и уравнениях гидродинамической модели
взаимовлияния скважин. Методика позволяет проводить оперативный
анализ работы добывающих скважин и регулирование процесса разра
ботки нефтяной залежи посредством ГТМ.
Методы решения поставленных задач.
Методы решения поставленных задач основаны на уравнениях подземной гидродинамики, описывающих распределения давлений и дебитов жидкости по скважинам, для вывода критерием распознавания условий работы скважин использовались методы линейного программирования. Степень гидродинамического взаимодействия скважин изучалась средствами корреляционного анализа. Оценка эффективности проведения ГТМ исследовалась с помощью эволюционного моделирования. Основные расчеты проводились с применением ЭВМ.
Теоретические выводы сопровождались постановкой специальных экспериментов по организации и проведению ГТМ с последующим наблюдением за работой скважин.
Научная новизна.
Разработаны гидродинамические критерии, позволяющие распознавать условия работы добывающих скважин, с целью последующего эффективного регулирования их работы.
Предложена классификация видов ГТМ в соответствии с разработанными гидродинамическими критериями, характеризующими условия работы скважин»
Впервые показана возможность оперативного анализа и регулирования процесса разработки нефтяной залежи ГТМ, выбираемыми с помощью гидродинамической модели взаимодействия скважин*
Практическая значимость и реализация результатов работы.
Разработан комплекс программ на ЭВМ серии ЕС, позволяющих проводить оперативный анализ работы добывающих скважин, оценивать их добывные возможности, и залежи в целом, определять, на каких скважинах, какие, и в какой очередности нужно провести ГТМ, а также величину регулирующего воздействия каждого вида мероприятий с тем, чтобы использование энергии пласта и нефтевытес-няющего агента было оптимальным, а добыча нефти по залежи максимальной.
Данный подход был реализован при планировании ГТМ на скважинах в 1979-1982 г.г. на семи участках нефтяных залежей: двух участках Красноярского, двух участках Карповского и одном участке Султангудово-Загдядинского месторождений НГДУ "Бугуруслан-нефть", одном участке залежи Бобровского месторождения НГДУ "Бузулукнефть" и одном участке залежи Сорочинско-Никольского месторождения НГДУ "Сорочинскнефть" производственного объединения "Оренбургнефть". Внедрение результатов этих исследований показало высокую эффективность применения методики оперативного регулирования процесса разработки нефтяных залежей в условиях водонапорного режима, способствовало повышению эффективности ГТМ.
Всего по семи участкам нефтяных залежей с общим фондом 44 добывающих скважины за период І98І-І982г.г. эффективность составила:
технологическая - 42,9 тыс.т дополнительно добытой нефти;
экономическая - 852 тыс.руб.,что отражено в соответствующих актах внедрения, приводящихся в приложении к диссертации.
Материалы диссертации вошли:
во временную инструкцию "Выбор скважин и видов ИМ", утвержденную ПО "Оренбургнефть" (1979 г.);
в методическое руководство по выбору и оценке эффективности ГТМ по скважине и залежи в целом, утвержденное ПО "Оренбург-нефть" (1983 г.).
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
Всесоюзной научно-технической конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтегазодобыче", Баку, 1976 г.
Областной научно-производственной конференции молодых специалистов нефтяной и газовой промышленности. Бузулук,1981г.
Областной научно-производственной конференции работников нефтяной промышленноети.Оренбург, 1978г.
Всесоюзной шкоде-семинаре по применению математических методов в добыче и бурении. Туапсе, май 1982г.
Структура работы.
Диссертация состоит из введения, четырех глав, описка литературы, насчитывающего 153 наименования и приложения, содержит 129 страниц машинописного текста, 17 таблиц, 20 рисунков. Приложение содержит приказ об опытном внедрении методики, программу, расчеты экономической эффективности и акты внедрения ре-
зультатов диссертационной работы.
Содержание работы.
Во введении обоснована актуальность проведенной работы, изложены цели и задачи исследования.
В первой главе изучено современное состояние задачи исследования, проведен обзор отечественной и зарубежной литературы.
Впервые задача рациональной разработки нефтяной залежи была поставлена в 1948р. академиком А.П. Крыловым. В постановке ее учитывался комплекс физико-геологических, гидродинамических и экономических параметров и условий, дальнейшее развитие эта проблема получила в трудах отечественных исследователей и научно-исследовательских учреждений. На основе этих исследований в промысловой практике проводится периодическое сопоставление фактических и проектных технико-экономических показателей разработки нефтяных залежей. Регулирование процессом разработки нефтяных залежей осуществляется путем изменения режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, выравнивания профилей притока и приемистости скважин, улучшения гидродинамического совершенства скважин и фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин, изменения направления фильтрационных потоков, ограничения изоляцией водопритоков и другими мероприятиями.
Для обеспечения заданного приращения государственного плана, стабилизации или, по крайней мере, уменьшения темпа снижения добычи нефти в нефтегазодобывающих управлениях проводится большая работа по планированию и реализации ГТМ, регулирующее воздействие которых направлено на изменение гидродинамических показателей скважин и залежи, обеспечивающих повышение добычи нефти.
В трудах исследователей наметилось три подхода к выбору
ГТМ по добывающим скважинам. Один из них основан на уравнениях подземной гидродинамики, другой - на вероятностно-статистических методах и третий - на систематизации накопленного опыта, рекомендаций, эмпирических соотношений и др. Этот подход можно назвать поисковым - эвристическим.
Вероятностно-статистические методы основаны на предпосылке, что исход назначаемого вида ГТМ на скважине является случайным. При этой исходной предпосылке для назначения вида, методов и технологии ГТМ использовались методы потенциальных функций,последовательной процедуры Вальда, дискриминантного анализа, факторного,анализа, теории корреляционного анализа, графов и др. Естественно, что при этом подходе, в его чистом виде, гидродинамические связи и соотношение между показателями скважин во внимание не принимались.
На основе анализа трудов исследователей, посвятивших работы изучению такого подхода, и собственных исследований в этой области, мы пришли к заключению, что гидродинамическую задачу определения вида ГТМ по добывающей скважине, направленного на изменение того или иного гидродинамического параметра скважины или залежи, нельзя решать с чисто теоретико-вероятностных позиций. Во-первых, здесь нет массовости случайных событий успешности или неуспешности ГТМ, проведенных на различных скважинах. Поэтому статистических закономерностей успешности назначения вида ГТМ обнаружить нам не удалось. Во-вторых, предпосылка о том, что исход назначаемого вида ГТМ на скважине является случайным событием при современных методах измерения гидродинамических параметров скважины и залежи, нам представляется малообоснованной. Вероятностно-статистические методы приводят к положительным ре-зельтатам при разработке метода и технологии проведения ГТМ
- II -
после того, как вид его определен из гидродинамических соображений, а также для решения некоторых частных вопросов обсуждаемой задачи, например, обработки исходных данных для ее решения, фильтрации от помех, выявления степени взаимовлияния по трендам гидродинамических показателей и др.
В работах исследователей последних дет наметилась тенденция к использованию теоретико-вероятностных методов в комплекс с гидродинамическим. Такой подход к решению задач в большой мере отвечает существу задачи.
Что касается третьего подхода, эвристического, к назначе-* нию ГТМ по скважинам, то здесь отметим следующее: гидродинамические параметры любой скважины в совокупности с параметрами взаимодействующих скважин могут принимать бесчисленное множество состояний, определяющий вид ГТМ. Подход к назначению видов ГТМ на основе накопленного опыта и рекомендаций может давать как положительные, так и отрицательные результаты. Однако, эти результаты не могут служить основанием для разработки теории решения задачи*
Во второй главе рассмотрена постановка задачи, вывода критериев распознавания вида ГТМ для исследуемой скважины по значениям гидродинамических показателей: давления на контуре питания, пластового давления, давления на забое скважин, дебита жидкости и ее обводненности. Задача поставлена исходя из предпосылок: режим пласта водонапорвый, приток воды осуществляется из законтурной зоны или через нагнетательные скважины, закон фильтрации жидкости линейный, установившийся и ламирный» При этих предпосылках для описания состояния параметров скважин и пласта, определяющих вид ГТМ, разработана гидродинамическая модель взаимодействия скважин, состоящая из трех уравнений. Первое из этих
уравнений описывает распределение депрессии исследуемой скважины на ее дебит жидкости и суммарный дебит жидкости всех других скважин, взаимодействующих с исследуемой и названной обобщенной скважиной. Второе уравнение описывает распределение суммарной деспрессии обобщенной скважины на ее суммарный дебит и дебит жидкости исследуемой скважины. Третье уравнение выражает суммарный дебит нефти по участку залежи через дебиты жидкости исследуемой и обобщенной скважин и коэффициент нефтесодержания.
Разработаны гидродинамические критерии распознавания условий работы добывающих скважин:
оптимальных и не оптимальных по максимуму добычи нефти и расходованию нефтевытесияющего агента и энергии пласта;
эффективных и неэффективных по вкладу в суммарную добычу нефти по участку залежи.
Показана возможность оперативного регулирования процесса разработки нефтяной залежи и повышения добычи нефти ГТМ, выбираемыми с помощью гидродинамической модели взаимодействия скважин.
В третьей главе на основе гидродинамической модели, следствий, вытекающих из нее, и некоторых дополнительных условий, характеризующих основные технико-экономические и физические параметры скважин и пласта, разработаны:
классификация ГТМ по видам гидродинамических параметров пласта и скважин, на которые направлены регулирующие воздействия этих мероприятий;
методы назначения видов ГТМ по добывающим скважинам.
Показано, что основные гидродинамические показатели скважин и пласта (депрессии, гидросопротивления и коэффициенты неф-тесодержания) связаны гидродинамической моделью. Посредством ре-гудиющих воздействий ГТМ депрессии скважин подлежат как увеличе-
- ІЗ -
нию, так и снижению, гидросопротивления пласта - только снижению, коэффициенты нефтес одержання - только повышению.
Виды регулирующих воздействий ГТМ на гидродинамические показатели положены в основу их классификации. Все ГТМ делятся на четыре вида:
мероприятия по повышению депрессии скважин;
мероприятия по снижению гидросопротивдений пласта и скважин;
мероприятия по снижению депрессий скважин;
мероприятия по ограничению и изоляции водопритоков в скважины.
Дальнейший иерархический уровень классификации видов ГТМ основан на методах воздействия на тот или иной гидродинамический параметр. Сущность разработанных методов назначения видов ГТМ по добывающим скважинам состоит в вычислениях характеристических показателей работы исследуемой и обобщенной скважин и критериев гидродинамической модели, определяющих принадлежность того или другого вида ГТМ к исследуемой скважине. Дідя каждого планируемого вида ГТМ по скважине по формулам гидродинамической модели вычисляются показатели эффективности мероприятий по добыче нефти, ограничению водопритоков по скважине и залежи в целом.
Эти показатели эффективности и совокупности с характеристическими показателями работы скважин определяют приоритет скважин на тот или иной вид ГТМ.
В четвертой главе приведена краткая геолого-промысловая характеристика участков нефтяных залежей и результаты планирования и проведения ГТМ.
При планировании ГТМ по каждой скважине залежи или участка
залежи учитывались дебит жидкости, обводненность, эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, накопленная с начала разработки добыча нефти и давления на забое, пластовое и на контуре питания.
Правомерность включения скважин в группу взаимодействующих, ограниченную единицы контуром питания, подтверждалось расчетом взаимодействия скважин с помощью корреляционного анализа. При этом в качестве критерия взаимодействия использовалось корреляционное отношение. В результате расчетов по каждому участку построены карты линий равных взаимодействий.
Результаты расчетов показали, что все выделенные участки характеризуются достаточно высоким уровнем взаимодействия скважин, что подтверждает правильность применения гидродинамической модели взаимодействия скважин*
Б качестве дополнительной оценки эффективности намеченных и проведенных на базе гидродинамической модели ГТМ использовался метод эволюционного моделирования. «Панный метод позволяет выделить на кривых накопленной добычи нефти и воды моменты времени, соответствующие наиболее значительным изменениям в структуре модели. Кроме того, с помощью вышеуказанного метода определяются виды уравнений, описывающих кривые до и после изменения.
По рассмотренным участкам с помощью эволюционного моделирования были выделены определенные точки на кривых накопленной добычи нефти и воды, которым соответствуют даты проведения ГТМ и окончание технологических эффектов.
Были получены следующие результаты: по кривой накопленной добычи нефти для всех видов ГТМ отмечается иди повышение асимптоты ^экспоненциальной кривой роста, или переход на экспоненциальную кривую роста без ограничения.
для кривой накопленной добычи воды изменения или не отмечаются, или модель роста без ограничения сменяется на экспоненциальный рост с асимптотой.
Все вышеуказанное позволяет сделать вывод об эффективности запланированных и проведенных ГТМ.
Приоритет скважин на проведение ГТМ определялся по наибольшему приросту дебита нефти по залеяси.
Планирование и проведение ГТМ по такому принципу подтвердило высокую технологическую и экономическую эффективность.
Опре деление коэффициента взаимовлияния
.Идя практического использования гидродинамической модели взаимодействия скважин - системы уравнений (2,14) и целевой функции (2.15) - необходимо определить коэффициенты влияния &ц, O.QO , Gio , Got исследуемой и обобщенной скважин.
Прежде всего отметим, что матрица коэффициентов влияния системы уравнений (2.14) несимметрическая. В самом деле, из сопоставления выражений (2.6) и (2.9) для аоічі следует очевидное неравенство
В левой части его записана сумма коэффициентов взаимовлияния скважин, в правой - среднее взвешенное по дебитам жидкости значение коэффициентов, равных соответствующим коэффициентам левой части, поскольку в исходной системе уравнений асі = &и
Если поделить левую часть неравенства (2.16) на ( п - I)-число скважин без одной, то эта часть неравенства будет представлять собой среднее арифметическое значение коэффициентов взаимовлияния. Соотношение между средним арифметическим и средним взвешенным равных величин определяет приближенное равенство
В частных случаях это равенство будет точным, например, если коэффициенты Qu или "веса" Q равны между собой. В других случаях, зная дебиты жидкости по скважинам, можно оценить погрешность этого приближенного равенства и, следовательно, использовать соотношение (2.17) для вычисления коэффициентов урав нений (2.14).
Эти коэффициенты вычисляются по промысловым данным: давлениям на контуре питания PrL , пластовьш давлениям Рпс , забойным давлениям Psi и дебитам жидкости Q,i скважин залежи. По формулам (2.4-) и (2.10) рассчитываются показатели а„ и 8 Ро обобщенной скважины и составляются уравнения (2.14), Таким образом, для определения четырех коэффициентов взаимовлияния имеем два уравнения (2.14) и одно уравнение (2.17). Четвертое недостающее уравнение получим путем следующих рассуждений.
Положим, что L -я скважина отключена ( CLL= О),депрессия по обобщенной скважине 8Р0 удерживается на прежнем уровне. При этом забойное давление Р3с- остановленной скважины поднимется до пластовго давления Рпс дебит жидкости обобщенной скважины возрастет до величины Cj,0 и система уравнений (2.14) примет вид где J5Pi Pni PsL - разность пластового и забойного давленийпо скважине с номером L ;Символом // для краткости записи обозначено выражение [П-І)ЛРІ І + 6Р0 0.
Соотношения (2.20) - (2.23), определяющие коэффициенты влияния, допускают экспериментальную проверку и уточнение .Если участок залежи взят в подконтрольное состояние и по нему систематически фиксируются промысловые показатели по давлениям и де-битам жидкости и нефти, то всякая остановка или пуск любой скважины, в том числе и замеченных для геолого-промысловых мероприятий, дают экспериментальные данные для составления четырех уравнений (2.14): двух - по данным до остановки или пуска скважины и двух - по данным после остановки или пуска скважины. Эти четыре уравнения определяют четыре коэффициента влияния скважин.
Если залежь круговая, то для вычисления коэффициентов Ои, Оіочаос и Goo могут быть использованы исходные формулы (2.6) и (2.9) предложенной модели и известные соотношения из гидродинамики [ш] , Тогда коэффициенты влияния QiL и Оо вычисли/ ются следующим образом где П. tQ - полярные координаты J -й скважины.
Вычислив коэффициенты влияния йи и &со по формулам (2.24) из уравнений (2.14), определяют два других коэффициента влияния ООІ и &оо . Однако, вычисление значений коэффициентов влияния по формулам (2.24) связано с проведением геолого-промысловых исследований по определению гидропроводности и приведенных радиусов скважин.
Заметим, что если дая круговой залежи коэффициенты влияниявычислены по формулам (2.20), (2.21), (2.22) и (2.23), то формулы (2,24) могут служить для вычисления приведенного радиуса Гс и ( к/7 )., фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта L -й скважины
Таким образом, соотношения гидродинамической модели взаимодействия скважин могут быть использованы для определения характеристик скважины и ее призабойной зоны.
Для оперативного анализа работы добывающих скважин участка залежи и классификации их по видам геолого-технических мероприятий поставим задачу линейного программирования Гі52 ] . Известно!} что добыча нефти по залежи может возрасти, если на скважинах с низкими коэффициентами нефтесодержання добываемой жидкости провести геолого-технические мероприятия по снижению депрессий или изоляции водопритоков [85] . Этот факт объясняется гидродинамическими связями взаимодействующих скважин. Действительно, если по обводненным скважинам провести упомянутые геолого-технические мероприятия, то при условии постоянства давления на контуре питания пластовое давление скважин с высокими коэффициентами нефтес оде ржания жидкости повысится и дебит жидкости по ним возрастет. Это может привести к повышению дебита нефти по залежи и снижению добычи попутной воды.для того, чтобы варьировать депрессиями скважин, систему уравнений (2.14) обобщим: равенства заменим нестрогими неравенствами
Двойственная задача линейного программирова ния оценки добывных возможностей залежи и скважин
Чтобы оценить изменение дебитов нефти по скважинам и залежи от увеличения депрессий по скважинам, сформулируем двойственную задачу линейного программирования по отношению к задаче (2.27) и (2.28)
В этой задаче требуется найти такие оценки ЛІ И Л0 депрессий 8Pi и 8Р0 , при которых функция (2.47) использования последних была бы минимальной. Эту задачу будем решать в двух вариантах. В первом варианте принимаем, что увеличение депрессии по исследуемой скважине не влечет изменения депрессии по обобщенной. Во втором варианте допускаем, что увеличение депрессии по исследуемой скважине приводит к изменению депрессии по обобщенной.
Из решения двойственной задачи линейного программирования (2.46) и (2.47) по первому варианту следует, что значение функции (2.47) будет минимальным, если оценки Л[ и Л0 удовлетворяют соотношениям (2.46) как строгим равенствам. Решение этих уравнений относительно Лі и Ла приводит к оценкам депрессии в первом варианте
Чтобы уяснить смысл этих оценок, допустим, что депрессию L -й скважины увеличили на единицу давления, а депрессия обобщенной скважины осталась на прежнем уровне. Область допустимых решений системы неравенств (2.46) изменится (рис.2.3).Прямая первого уравнения из (2.27) переместится вдоль осей OCj,- и 0Ц,о на величины -д-г и - — и займет новое положение, определяемое отрезками 77 и — . Прямая второго уравнения сохра-нит прежнее положение. Точка М (fy,%) пересечения прямых переместится в новое положение tyi+utyLjtyo4-atyo )
Из рис.2.3 следует, что увеличение депрессии L -й скважины на единицу давления приведет к положительному приращению дебита жидкости &Cf,L o по 1-й скважине и к отрицательному по обобщенной скважине л 0 О.
Отношение этих приращенийравно угловому коэффициенту второй прямой из (2.26), Приращение депрессий L -й скважины на единицу давления распределится по скважинам пропорционально приращениям дебитов жидкости J / и atyo согласно уравнению приращению добычи нефти по залежи при изменении депрессии поэтой скважине на единицу давления,п Сі сіроПервое слагаемое этой оценки CtayL- - -. выражаетувеличение дебита нефти по і -й скважине при увеличении ее депрессии на единицу.
С (Л Второе слагаемое этой оценки c0aty0=- с - есть уменьшение дебита нефти по обобщенной скважине при том же условии. Следовательно, показатель является оценкой добывных возможностей исследуемой скважины при условии ее взаимодействия с окру-жающимиш
Оценка Ла депрессии бРа обобщенной скважины имеет аналогичный смысл: она равна приращению дебита нефти по залежи от изменения депрессии обобщенной скважины на единицу.
Если регулирование процесса разработки залежи изменениями депрессий скважин производится при постоянном энергетическом ресурсе пласта путем увеличения депрессии на единицу по исследуемой скважине, которое приводит к уменьшению депрессии на ту же величину по обобщенной скважине, то приращение дебита нефти по залежи будет равно разности этих оценок J"i= ЛІ Xt
В теории линейного программирования эти оценки называют "Объективно обусловленными оценками ограниченных ресурсов" [l5Z] Положительные значения числителя C o00 c0aoi 0 оценок (2.48) являются условиями оптимального расхода вытесняющего агента и энергии пласта (2.35), а знаменатели - обобщенной характеристикой фильтрационного сопротивления пласта I -й скважины по отношению к обобщенной скважине, которая всегда - положительная величина. Поэтому эти оценки являются положительными величинами в том, и только в том случае, когда скважины находятся в условиях оптимального расхода нефтевытесняющего агента и энергии пласта. Отсюда вытекают важные правила для проведения геолого-технических мероприятий по регулированию деспрессиями скважин:-увеличить депрессию по скважине следует только в том случае, когда она находится в условиях оптимального расхода вытесняющего агента и энергии пласта, то есть когда соблюдаются условия (2.33), в противном случае увеличение депрессии по скважине вызовет уменьшение дебита нефти по залежи;скважине подлежит геолого-техническому мероприятию, если прирост добычи нефти по скважине, на которой оно планируется, больше уменьшения дебита нефти по обобщенной скважине на величину, определяемую соображениями технико-экономического характера.
Величины численных значений оценок X-L и Л0 являются критериями приоритета (первоочередности) скважин на геолого-технические мероприятия по увеличению депрессий скважин. Через эти же оценки выражаются показатели прогноза технологической эффективности этих мероприятий. Если депрессия по скважине с номером / будет повышена на величину ASPL , то приращение дебита нефти по залежи выражается через Я І равенством
Ниже рассматриваются геолого-технические мероприятия«связанные с изменением фильтрационных сопротивлений. Такими мероприятии являются, например, различные методы обработки приза-бойной зоны скважин. Важнейшими характеристиками фильтрационных сопротивлений движению жидкости к исследуемой и обобщенной скважинам являются коэффициенты самовлияния йц и аао Превышение коэффициента аи над а00 свидетельствует о том, что движение жидкости к исследуемой скважине встречает большое сопротивление, чем к обобщенной. Эти коэффициенты в силу соотношений (2.34) определяют дебит жидкости по залежи и распределение его по скважине. Кроме того, из этих же соотношений следует, что дебит жидкости по скважинам обратно пропорционален величине Ri=Ou00 a. ctQi которая имеет смысл фильтрационного сопротивления призайойной зоны исследуемой скважины по отношению к обобщенной. Если Rt- RK для всех взаимодействующих скважин залежи, ограниченных единым контуром питания, то это соотношение в совокупности с неравенством 7т " / служат необходимыми условиями для планирования
ГТМ по снижению фильтрационного сопротивления притоку жидкости к забою исследуемой скважины. Геолого-технические мероприятия по регулированию режимом работы скважины с номером і при помощи фильтра онных сопротивления направлены на уменьшение коэффициента йц по этой скважине и фильтрационного сопротивления RL пласта исследуемой скважины по отношению к обобщенной.Положим, что геолого-техническим мероприятием предусмотрено снизить коэффициент Оц на величину A&U Новое значение этого
Критерии видов ГТМ на добывающих скважинах по гидродинамической модели
Поскольку виды ГЕМ направлены на изменение показателей, связанных гидродинамическими уравнениями, то задача планирования видов ГТМ по своей природе гидродинамическая и решение ее может быть осуществлено только на основе этих уравнений. Даже казалось бы в простейшем случае при планировании ремонтно-изо-ляционных работ (РИР) по скважинам прямой показатель обводненности жидкости скважин не решает вопроса о необходимости проведения РИР. Изучение этого вопроса на основе уравнений гидродинамики Г851 показывает, что при некоторых соотношениях давлений скважина с большей обводненностью не подлежит РИР, а с меньшей - подлежит.
Следовательно, назначение вида ГТМ по каждой отдельной скважине изолированно от других, и прогнозирование технологического эффекта проводиться не может.
Гидродинамическая модель позволяет однозначно определять критерии оптимальных условий расхода нефтевытесияющего агента и пластовой энергии исследуемой скважины и критерии не оптимальных условий.
В первом случае скважина с номером I может подлежать одному из следующих двух видов ГГМ:увеличению депрессии;снижению гидросопротивления призабойной зоны скважины.Во втором случае - одному из следующих двух видов ГТМ:снижению депрессии вплоть до остановки;ограничению водопритоков к скважине, т.е. повышению коэффициента не фте с одержання жидкости.
Другие критерии гидродинамической модели в первом случае определяют конкретный вид ГТМ.
Гидродинамическая модель не позволяет определить вид ГТМ в случае не оптимальных условий расхода нефтевытесняющего агента и энергии пласта. Нужны дсп олнительные критерии, которые определяют необходимость проведения на скважине одного из видов ГТМ; снижение депрессии, изоляции водопритоков (повышение коэффициента нефтесодержання).
Схема определения вида ГТМ по критериям гидродинамической модели имеет вид (рис.3.1)Эта схема определения вида ГГМ не исключает привлечения других факторов, конкретизирующих вид ГТМ, выявленных в результате наблюдения за работой скважин в процессе разработки нефтяной залежи. Схема планирования ГГМ по добывающим скважинам и все последующие выводы и следствия, вытекающие из гидродинами ческой модели, иллюстрируются результатами опытного внедрения "Методики выбора скважин и видов ГТМ с учетом их взаимодействия", проведенных по участку 5 Оултангулово-Заглядинского месторождения на 30.04.82г.
Этот участок приурочен к терригенным коллекторам пластаД1 пашийской залежи и ограничен с запада водонагнетатедьными скважинами 302,229,216,205 с востока имеет выклинивания коллектора пласта Д1 , с севера и юга - контуарми нефтеносности пласта ДІ (рис.3.2), Количество добывающих скважин - 7 (206,208, 209,210,211,217,220), исходные данные для планирования ГТМ по скважинам представлены в таблице 3.1, а схема на рис.2.2
ГТМ по скважинам и залежи. Это будет сделано в последующих параграфах, в которых будут разработаны достаточные критерии,позволяющие определить принадлежность скважины с не оптимальными условиями работы к конкретному виду ГГМ: ограничению водопри-токов или уменьшению депрессии.
Мероприятия по улучшению гидродинамического совершенства скважин или снижению фильтрационного сопротивления потоку жидкости в скважину включают все методы воздействия на призабойную и удаленную от скважины зону пласта кислотами, растворами ПАВ, растворителями, теплоносителями, гидроразрыв и гидропескоструйную перфорацию, дополнительную перфорацию пластов, термогазо-химическое, термическое и акустическое воздействие, виброобработки, имплозию и др.
Большинство перечисленных методов нашло широкое промышленное применение как на месторождениях Оренбуржья, так и в других нефтедобывающих районах.
Одним из критериев проведения работ по улучшению гидродинамического совершенства скважин и снижению фильтрационного сопротивления пласта или призабойной зоны скважин в целях повышения добычи нефти по залежи является соотношение (3.2). Другим критерием должно быть соотношениекоторое показывает на то, что фильтрационное сопротивление движению жидкости в зоне исследуемой скважины выше, чем в зоне обобщенной скважины. Сравнительно высокое значение коэффициента может объясняться рядом факторов: низкой проницаемостью пласта, движением по пласту водонефтяной эмульсии повышенной вязкости, высокой степенью несовершенства вскрытия пласта, засорением при-забойной зоны, малой мощностью пласта и др.
Из перечисленных факторов постоянным остается мощность пласта, она не может быть изменена путем проведения какого-либо мероприятия по скважине. Поэтому при выборе скважин для мероприятий по снижению фильтрационного сопротивления пласта или улучшению гидродинамического совершенства скважин следует учитывать начальную эффективную нефтенасыщенную мощность, /чет ее можно производить через удельный коэффициент продуктивности исследуемой и обобщенной скважин, определяемой по формуламТаким образом, дополнительным критерием выбора скважин для проведения мероприятий рассматриваемого вида будет являться соотношение
Кроме того, если обобщенный показатель сопротивления скважины Я і выше показателей сопротивления пласта, RK f /r= 1.2... Гі , при КФ L , т.е. Яі Як , то скважина с номером / подлежит ГГМ, связанному с уменьшением гидросопротивления при-забойной зоны скважины.Таким образом, дополнительным критерием выбора скважин
Планирование ГГМ по добывающий скважинам и результаты выполненных работ
Расчеты по выбору скважин и классификация их по видам геолого-технических мероприятий для оперативного регулирования разработки отмеченных выше участков залежей выполнялись на ЭВМ. Результаты расчетов приведены в таблице 4.1.
По участку I Красноярского месторождения в 1979 году рекомендовалось (см.табл.4.1) провести уменьшение отбора воды на скважине 102, обработку пласта на скважине 82 (снижение фильтрационного сопротивления притоку жидкости к забою скважины) и увеличение отбора жидкости на скважинах 83 и 100 (увеличение депрессии).
Фактически на участке проведены мероприятия на двух скважинах: остановка на скважине 102 (май,июль 1979г.) и соляно-кислотная обработка призабойной зоны скважины 83 начало июня 1979г.)
Остановка скважины 102 способствовала росту дебитов жидкости и нефти других скважин и в целом залежи участка. При этом удельный расход нагнетаемой в пласт воды на I м3 добываемой жидкости оставался примерно на уровне расхода до проведения мероприятий.
Основной прирост дебита по скважине 83 следует отнести за счет соляно-кислотной обработки.
Среднесуточные приросты дебитов нефти по скважинам и залежи участка за период продолжительности эффекта (120 оут.) приведены в табл.4.I и на рис.4.6.
В целом по участку дополнительная добыча нефти составила 2 тыс. м3. Заметим, что на скважине 83 проведено не увеличение депрессии, а обработка призабойнои зоны пласта, что в принципе не противоречит рекомендуемому мероприятию по увеличению отбора жидкости из скважины.
Для оценки эффективности прав одимых ГГМ использовался метод эволюционного моделирования [108] .
Сущность этого метода заключается в следующем.Пусть в нашем распоряжении имеется кривая накопленной добычи нефти и воды или жидкости, построенные за определенный промежуток времени. Данные кривые называются кривыми роста.Попытка описать эти кривые одним уравнением не дала положительных результатов, так как разные участки кривых роста описываются различными видами уравнений.
Метод эволюционного моделирования позволяет выявлять точки (моменты времени), соответствующие переходам одного вида уравнения в другой.
В качестве основного аппроксимационного уравнения выбирается экспонентагде A0fA1tA2u А3- неизвестные коэффициенты.Выбор данного уравнения объясняется тем, что при разных значениях коэффициенты А уравнения (4.1) характеризуют при случае А0 является асимптовой).
Вследствие вышеуказанных свойств метод эволюционного моделирования позволяет не только выявлять места перехода одних уравнений в другие, но и сравнивать их между собой по асимптотам при А2 0, а также по коэффициентам уравнения (4.1).
Для исследуемого участка проведенное мероприятие по временной остановке скважины 102 изменило вид кривой накопленной добычи нефти - экспоненциальный рост с ограничением сменисля на экспоненциальный рост без ограничения.
Проведение соляно-кислотной обработки по скважине 83 также изменило знак коэффициента А2 с "+" на "-". Окончание действия эффекта по нефти подтверждается появлением асимптоты (А2 0) уравнения (4.1). Изменения аппроксимационной кривой по добыче воды не произошло.
По участку 2 Красноярского месторождения (рис.4.1) в 1979 году на двух скважинах 217 и 220 рекомендовалось проведение мероприятий по повышению отбора жидкости путем увеличения депрессии. На остальных скважинах проведение мероприятий не рекомендовалось.
На скважине 220 изменение режима работы проведено в марте 1979 года. Насос ЭЦН-5-80 заменен на насос -ЭЦН-5-Ю0,при этом глубина подвески насоса увеличена с 1400 м до 1500 м. В результате производительность скважины повысилась в первые месяцы на 45 м3 в сутки по нефти. Проведение этого мероприятия подтверждается изменением вида уравнения накопленной добычи нефти -рост с ограничением сменился на экспоненциальный рост без ограничения. Изменения кривой моделирования по воде не отмечено.
На скважине 217 а августе того же года проведена смена насоса ЭЦН-100 на ЭЦН-130. В результате среднесуточный дебит жидкости по этой скважине увеличился на 10 м3, а нефти на 9 м3.На кривой эволюционного моделирования по нефти проведение этого мероприятия отразилось изменением знака коэффициента Ао с положительного на отрицательный. По динамике добычи попутной воды - темп роста без ограничения увеличился.Дебиты жидкости и нефти по другим скважинам снизились незначительно. Характеристика вытеснения по участку залежи (рисЛ.8) улучшилась.
Эффект проведенных мероприятий продолжался 450 суток (рис.4.7). За этот период среднесуточный прирост дебита нефти по залежи участка составил 17 м3, а дополнительная добыча нефти - 7,7 тыс.м3. Увеличение удельного расхода нагнетаемой в пласт воды на I м3 добываемой жидкости не наблюдалось.В 1981 году расчетами на ЭВМ по данным иссоедования скважин участка по состоянию на 15 июня рекомендовалось провести (табл.4.1):ограничение водопритоков на скважинах 226,290,224;увеличение депрессии на скважинах 2I7,22JD,222.Фактически на участке проведены йероприятия на трех скважинах: 217,222 (увеличение депрессии) и 220 (горячая промывка й заказка ингибитора соле отложения).
Для некоторых скважин, подлежащих увеличению депрессии,были выполнены расчеты по подбору типоразмера ЭЦН и глубины подвески насоса по программе оптимизации режимов скважин,с применением ЭВМ.Для скважины 217, работающей с дебитом 165 м3/сут и оборудованной ЭЦН-5-160-800, расчетами рекомендовались следующие ре
