Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1. Обоснование выбора статистических методов прогноза технологических показателей разработки крупных нефтяных месторождений на поздней стадии. Постановка задач исследования 13
1.1. Существующие методы прогноза технологических показателей на поздней стадии разработки нефтяных месторождений 13
1.2. Применение методов гидродинамического моделирования 16
1.2.1. Обзор работ по применению гидродинамического моделирования 16
1.2.2. Существующие проблемы моделирования крупных многопластовых месторождений на поздней стадии разработки 21
1.3. Применение статистических методов прогноза технологических показателей разработки нефтяных месторождений на поздней стадии 24
1.3.1. Статистические методы, основанные на построении функциональных зависимостей (характеристик вытеснения). Возможность использования на крупных эксплуатационных объектах 26
1.3.2. Постановка задач исследования 31
1.4. Выводы по разделу 33
Раздел 2. Обоснование видов характеристик вытеснения для прогноза добычи нефти и опенки величины извлекаемых запасов нефти по объектам Ромашкинского месторождения 35
2.1. Характеристика объектов и принятые условия проведения расчета35
2.1.1. Краткая характеристика и текущие показатели разработки объектов исследования 35
2.1.2. Условия проведения расчета по методам характеристик вытеснения 40
2.2. Виды характеристик вытеснения 40
2.2.1. Классификация характеристик вытеснения 40
2.2.2. Анализ широко распространенных в источниках литературы характеристик вытеснения 43
2.3. Выбор видов характеристик вытеснения для объектов исследования50
2.4. Выбор интервала аппроксимации по объектам исследования 52
2.5. Выбор аппроксимирующих зависимостей по объектам исследования с использованием критерия Тейла 53
2.6. Обоснование выбора зависимостей для объектов исследования 57
2.7. Принятые допущения по объектам исследования 58
2.8. Выводы по разделу 60
Раздел 3. Анализ динамики извлекаемых запасов нефти для сопоставления различных технологических показателей разработки различных объектов Ромашкинского месторождения 62
3.1. Анализ основных технологических показателей, рассчитанных на основе прогноза извлекаемых запасов нефти по методам характеристик вытеснения 63
3.1.1. Изменение величины Кивз при сложившейся системе и методах разработки для различных условий обводненности по объектам исследования 63
3.1.2. Изменение величины удельных потенциально извлекаемых запасов нефти на одну скважину для различных условий обводненности по объектам исследования 67
3.1.3. Изменение величины среднего дебита нефти по объектам исследования 71
3.1.4. Анализ компенсации отбора жидкости закачкой по объектам исследования 77
3.1.5. Анализ отношения количества нагнетательных к количеству добывающих скважин по объектам исследования 82
3.2. Анализ изменения величины Кивз при выравнивании компенсации годового отбора жидкости технологической закачкой 85
3.3. Динамика изменения некоторых показателей по годам и выделение периода начала стабилизации данных показателей 90
3.4. Анализ влияния компенсации отбора жидкости закачкой, соотношения "нагнетательные - добывающие скважины", нефтенасыщенной толщины на величину нефтеизвлечения по объектам исследования 92
3.4.1. Анализ влияния компенсации отбора жидкости закачкой, соотношения "нагнетательные-добывающие скважины", нефтенасыщенной толщины на величину текущего КИН по объектам исследования 92
3.4.2. Анализ влияния компенсации отбора жидкости закачкой, соотношения "нагнетательные-добывающие скважины", нефтенасыщенной толщины на прогнозную величину Кивз при сложившейся системе и методах разработки по объектам исследования для рассматриваемых условий 98
3.4.3. Анализ влияния компенсации годового отбора жидкости технологической закачкой на изменение величины КИН по блокам Миннибаевской площади за период с 1980 по 2010 г 99
3.5. Зависимости между геолого-технологическими показателями и величиной и темпом увеличения Кивз при сложившейся системе и методах разработки 100
3.6. Анализ влияния технологических показателей разработки на технологическую эффективность ГРП 106
3.7. Величина проектного конечного КИН по объектам исследования и сопоставление данного показателя с прогнозными значениями Кивз 111
3.8. Фрактальный анализ технологических показателей по объектам исследования 115
3.9. Выводы по разделу 120
Выводы и рекомендации 123
Список использованной литературы 126
Приложение 1 146
Приложение 2 161
Приложение 3 178
- Обзор работ по применению гидродинамического моделирования
- Выбор аппроксимирующих зависимостей по объектам исследования с использованием критерия Тейла
- Анализ изменения величины Кивз при выравнивании компенсации годового отбора жидкости технологической закачкой
- Фрактальный анализ технологических показателей по объектам исследования
Введение к работе
Актуальность темы диссертационной работы:
В настоящее время уникальное Ромашкинское нефтяное месторождение, как и многие месторождения Республики Татарстан, вступило в завершающую стадию разработки, которая характеризуется высокой выработанностью запасов нефти. Из основного объекта Ромашкинского месторождения (горизонты Ді и До), обеспечивающего его основную добычу нефти, на сегодняшний день уже извлечено более 92% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти. В сложившейся ситуации проблема извлечения остаточной в пласте нефти с максимальной полнотой и эффективностью является весьма актуальной.
Величина извлекаемых запасов нефти зависит не только от геолого- физических факторов (состава и физико-химических свойств нефтей, геологических условий залегания, неоднородности и расчлененности эксплуатационных объектов), но и от технологических факторов (существующей системы заводнения, режима разработки, применения методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) и методов воздействия на призабойную зону пласта, методов оптимизации плотности сетки скважин, применения способов и технических средств в эксплуатации скважин). Поэтому от эффективности реализуемой на объекте системы разработки во многом зависит решение сложной задачи разработки любого нефтяного месторождения - рентабельного достижения и по возможности увеличения проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Для контроля процесса нефтеизвлечения и своевременного поиска решений по повышению эффективности системы разработки, а также необходимости применения различных дополнительных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) особую актуальность приобретает оценка величины извлекаемых запасов нефти и анализ различных технологических показателей при условии применения существующей системы разработки.
Для прогноза величины добычи нефти по таким крупным объектам, как Ромашкинское месторождение, на поздней стадии разработки, когда накоплен большой объем геолого-промысловой информации, могут быть применены статистические методы, которые в отличие от гидродинамических методов являются менее трудоемкими и не требуют больших затрат средств и времени.
В условиях увеличения эксплуатационных затрат на добычу нефти необходимо адресное эффективное применение МУН и методов интенсификации добычи нефти. В связи с этим, научное обоснование ранжирования эксплуатационных объектов по величине прогнозного коэффициента извлечения вовлеченных в разработку запасов нефти (Кивз) при текущем состоянии системы разработки объектов терригенных отложений девонского горизонта Ромашкинского месторождения является важной научно-технической задачей, решение которой необходимо для эффективного управления выработкой этих запасов.
Цель работы:
Исследование динамики извлекаемых запасов нефти крупных объектов разработки с использованием статистических методов для повышения эффективности управления выработкой запасов при их заводнении.
Основные задачи исследования:
-
Обобщение опыта научных исследований в области прогнозирования технологических показателей крупных объектов разработки и обоснование выбора методов оценки потенциально извлекаемых запасов нефти при сложившейся системе и методах разработки.
-
Оценка эффективности и прогноз динамики выработки запасов нефти по терригенным отложениям девона площадей Ромашкинского месторождения, а также по блокам Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения для различных значений обводненности при реализации существующей системы разработки по различным характеристикам вытеснения (ХВ).
-
Исследование влияния на величину и темп увеличения Кивз компенсации годового отбора жидкости закачкой, отношения количества нагнетательных к количеству добывающих скважин, отношения величины накопленной добычи жидкости к поровому объему, нефтенасыщенной толщины по объектам исследования и выявление зависимостей между ними.
-
Выработка рекомендаций по повышению эффективности процесса разработки по объектам с прогнозными величинами Кивз ниже средних по площади и месторождению значений, в том числе выделение объектов для наиболее эффективного применения гидравлического разрыва пласта (ГРП), на основе геолого-промыслового анализа и прогноза потенциально извлекаемых запасов нефти при существующей системе и методах разработки.
Объект исследования:
Для проведения исследования выбраны продуктивные терригенные отложения пашийского (Ді) и тиманского (кыновского) (До) горизонтов верхнего девона
-
-
семи блоков Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения;
-
Южно-Ромашкинской (№1), Западно-Лениногорской (№2), Зай- Каратайской (№3), Куакбашской (№4), Миннибаевской (№5), Альметьевской (№6), Северо-Альметьевской (№7), Березовской (№8), Азнакаевской (№9), Кармалинской (№10), Абдрахмановской (№11), Павловской (№12), Зеленогорской (№13), Восточно-Лениногорской (№14), Холмовской (№15), Восточно-Сулеевской (№16), Алькеевской (№17), Ташлиярской (№18), Чишминской (№19), Сармановской (№20), Южной (№21) площадей Ромашкинского месторождения.
Методы исследования:
При решении поставленных задач использованы методы геолого- промыслового анализа и статистические методы обработки технологических показателей разработки.
Основные защищаемые положения:
-
-
-
Характер распределения запасов и обоснование применения статистических методов прогноза технологических показателей крупных объектов разработки.
-
Результаты анализа истории разработки и прогноза динамики потенциально извлекаемых запасов нефти при сложившейся системе и методах разработки по крупным объектам в зависимости от геолого-технологических показателей.
-
Оценка эффективности процесса разработки по объектам исследования и рекомендации по применению метода ГРП для повышения эффективности разработки объектов с прогнозными величинами Кивз меньше средних по площади и месторождению значений.
Научная новизна:
-
-
-
-
Выявлены зоны, соответствующие значениям Кивз ниже средних величин по площади и месторождению. Определена ориентированность изменения прогнозной величины Кивз по объектам горизонтов До, Д1 Ромашкинского нефтяного месторождения при различной динамике потенциально извлекаемых запасов нефти с различными показателями разработки.
-
Установлено отсутствие значимой связи между показателями: компенсация годового отбора жидкости закачкой (в пределах от 99% до 142% - по блокам Миннибаевской площади, в пределах от 68% до 158% - по площадям Ромашкинского месторождения), соотношение "нагнетательные-добывающие скважины" (в пределах от 0,57 до 0,87 - по блокам Миннибаевской площади, в пределах от 0,4 до 0,78 - по площадям Ромашкинского месторождения), нефтенасыщенная толщина (в пределах от 11,4 м до 18 м - по блокам Миннибаевской площади, в пределах от 3,7 м до 16,6 м - по площадям Ромашкинского месторождения) и величинами текущего КИН и прогнозного Кивз на стадии стабилизации добычи нефти и обводненности (в пределах от 76% до 92% - по блокам Миннибаевской площади, в пределах от 71% до 93% - по площадям Ромашкинского месторождения) при сложившейся системе и методах разработки.
-
Выявлена статистически значимая прямая зависимость темпа увеличения Кивз от роста технологической эффективности ГРП по семи блокам Миннибаевской площади и определен положительный тренд темпа увеличения Кивз от роста технологической эффективности ГРП по Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской и Березовской площадям Ромашкинского месторождения.
-
Показано, что терригенный эксплуатационный объект Д0Д1 Ромашкинского месторождения можно рассматривать как объект фрактального типа, считая в последовательно уменьшающемся масштабе самоподобными фрагментами Миннибаевскую площадь и блок №3 Миннибаевской площади.
Практическая значимость работы:
На основе комплекса расчётов для оценки прогнозных величин извлекаемых запасов нефти определены объекты и рекомендованы мероприятия, направленные на совершенствование разработки крупного объекта.
На объектах с отсутствием связи между компенсацией годового отбора жидкости закачкой и величиной Кивз, а значит потенциально невысокой эффективности гидродинамических методов на стадии стабилизации добычи нефти и обводненности, следует рассматривать возможность применения третичных МУН и методов интенсификации добычи нефти.
На основе анализа показателей разработки объектов Миннибаевской площади, включая компенсацию годового отбора жидкости закачкой, соотношение "нагнетательные-добывающие скважины", годовое изменение текущего КИН, выделен период начала стабилизации данных показателей.
Выявленные фрактальные характеристики позволяют прогнозировать характеристики разработки крупных объектов на основе исследований небольших объектов.
Результаты диссертационной работы могут быть использованы при принятии управленческих решений по оптимизации реализуемой системы разработки на объектах исследования с целью повышения эффективности выработки запасов терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения.
Результаты исследований были использованы при выполнении работ по договору №16-08 между кафедрой РиЭНГМ Альметьевского государственного нефтяного института и ОАО "Татнефть" по теме "Анализ изменения свойств нефти при воздействии на пласт методами заводнения в сочетании с МУН", а также используются в учебном процессе при проведении занятий по дисциплине " Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" в Альметьевском государственном нефтяном институте.
Апробация работы:
Основные положения и результаты диссертационной работы рассматривались на: Научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института по итогам 2009 г. (Альметьевск, 2010); 1-м Российском нефтяном конгрессе RPC-2011 (Москва, 2011); Научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института по итогам 2010 г. (Альметьевск, 2011); III Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (Москва, 2011); XIX Губкинских чтениях "Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России" (Москва, 2011); региональной научно-практической конференции "Научная сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института" (Альметьевск, 2012).
Публикации: По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ, в том числе две статьи опубликованы в рецензируемых изданиях, входящих в "Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в РФ, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени кандидата наук" ВАК Минобрнауки РФ.
Объем работы: Диссертация состоит из введения, трех разделов, выводов и 3 приложений, содержит 196 страниц машинописного текста, 41 рисунок, 74 таблицы. Библиографический список включает 168 наименований.
Обзор работ по применению гидродинамического моделирования
Существует много различных методик прогноза технологических показателей разработки нефтяных месторождений с применением гидродинамических расчетов, среди которых наиболее известными являются методики ВНИИ [13, 14, 15, 16, 17, 18, 19], Гипровостокнефти [13, 14, 15, 16, 18, 20], ТатНИПИнефти [13, 16, 21], БашНИПИнефти [14, 15, 18], УФНИИ [13, 16], СибНИИНП [15], АзНИПИнефти [13], модель Швецова И.А. [14, 18].
А.И. Акульшин [13, с. 108-142] отмечает, что принципиальное отличие существующих методик расчета показателей разработки заключается в учете неоднородности пластов по коллекторским свойствам и механизме вытеснения нефти из пористой среды. Автор также отмечает, что данные методики являются достаточно сложными и выбор методики должен базироваться на опыте разработки конкретного нефтяного месторождения.
Согласно [3], не существует такой методики "гидродинамических расчетов, в которой достаточно полно учитывались бы неоднородность продуктивных пластов и специфические условия их разработки", поэтому прогнозные и фактические значения иногда сильно отличаются. В.Я. Булыгин, Д.В. Булыгин [22] также указывают на невозможность создания "общей" математической модели, "с помощью которой можно описать все рассматриваемые явления вследствии ее громоздкости и сложности расчетов". Авторы предлагают использовать несколько моделей, которые могут быть положены в основу описания объекта. При этом используется "блочная структура", в которой при переходе от одной модели к другой заменяются не все сведения, а только отдельный блок.
В работах [23, 24] рассматриваются гидродинамические методы расчета технологических показателей с учетом влияния различных факторов (непоршневого характера вытеснения нефти водой, прерывистости и неоднородности пласта). Гидродинамические методы расчета технологических показателей для различных условий разработки также рассматриваются Ш.К. Гиматудиновым [17, 25].
В.Н. Манырин, И.А. Швецов [18] говорят о том, что все существующие гидродинамические модели обладают своими достоинствами и недостатками. Одни модели, используя сложный математический аппарат и требуя недостающих или не всегда достоверных исходных данных на практике, могут оказаться непригодными для адекватного прогноза технологических показателей. Другие модели, в виду сложности происходящих в пласте при вытеснении нефти водой процессов, существенно упрощены, что также приводит к неадекватному отражению реальной картины разработки объекта. Поэтому к математическим моделям предъявляются определенные требования.
В последнее время появляется всё больше гидродинамических моделей, позволяющих добиваться достаточного совпадения прогнозных и фактических значений, однако все они являются трудоемкими и требуют немалых затрат.
В. Д. Лысенко, И. Л. Никифоровым в работе [26] представлена детерменированная математическая модель, позволяющая рассчитывать показатели разработки с учетом взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин и прослеживать по годам в течение всего времени работы по каждой скважине.
P.P. Ибатуллиным, Е.Д. Подымовым, А.А. Шутовым [27] разработан метод на основе нейронной сети для выбора объекта и технологии увеличения нефтеотдачи пластов. Авторы отмечают, что нейронные сети предназначены для решения разнообразных "нечетких" задач, в том числе и прогнозирования показателей разработки.
Р.С. Хисамовым, P.P. Ибатуллиным, А.И. Никифоровым в работе [5] представлена блочно-сеточная модель двухфазной фильтрации, позволяющая решать практические задачи проектирования по прогнозированию и управлению разработкой при различных режимах эксплуатации нефтяных объектов без ограничений на исходные геометрические и физические параметры пластов, а также существенно сократить затраты машинных ресурсов при многовариантных проектных расчетах сравнительно с затратами на расчеты по существующим сеточным моделям фильтрации. Также авторами проведена оценка результатов воздействия на нефтяные пласты полимердисперсными системами и обоснование траекторий горизонтальных стволов (ГС) и вторых стволов в пределах участков I блока Абдрахмановской площади на базе комплекса программ фирмы "Landmark".
В течение последних 10-15 лет в нефтяной индустрии в связи с совершенствованием вычислительной техники сформировалось новое прикладное направление - геолого-гидродинамическое моделирование [5, 6]. Трехмерная геолого-гидродинамическая модель состоит из двух частей: геологической и гидродинамической, в которые при их создании заложены все доступные по месторождению топографические, геологические, геофизические, гидродинамические и промысловые данные.
В ТатНИПИнефть трехмерное геолого-гидродинамическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений активно применяется с 1997 года [28]. Наиболее известными зарубежными фирмами по созданию геолого-гидродинамических моделей являются Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Software Solutions, Tigress, CMG [29, 30, 31, 32, 33, 34, 35].
Для подсчета запасов и проектирования разработки нефтяных залежей используются программы компаний Roxar и Schlumberger [28]. В.Н. Манырином, И. А. Швецовым в работе [18] рассматриваются гидродинамические модели ECLIPSE (Schlumberger) и MORE (Roxar) для расчета показателей разработки нефтяных месторождений с применением методов повышения нефтеизвлечения пластов (ПНП). В.Р. Сыртлановым, Н.И. Денисовой, Ф.С. Хисматуллиной в работе [36] представлены результаты моделирования Повховского и Тевликинско-Русскинского месторождений с использованием программного обеспечения Tempest MORE (Roxar) и ECLIPSE (Schlumberger), а также даны рекомендации по настройке моделей большой размерности для решения поставленных задач.
В работе [37] представлен опыт применения гидродинамической модели с использованием программных комплексов компании Roxar по объекту разработки Нивагальского месторождения для планирования и оценки эффективности ГТМ.
Использование пакетов программ фирмы Landmark для построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей для месторождений НГДУ "Нурлатнефть" освещено в работе [38].
Т.Б. Бравичевой, К. А. Бравичевым в работе [10] рассмотрены гидродинамические расчеты на секторных моделях, предполагающих достаточно подробную сеточную аппроксимацию выбранного элемента пласта для более точного воспроизведения реальных фильтрационных течений и работы добывающих и нагнетательных скважин, с использованием программного комплекса Desktop-VIP (Landmark).
Согласно [6] одним из программных продуктов, применяемых в ОАО "Татнефть", является программный комплекс гидродинамического моделирования компании CMG. Данный комплекс позволяет загружать геологические модели, построенные практически в любых пакетах геологического моделирования, и решать широкий круг задач гидродинамического моделирования объектов с различными типами нефти.
В работе [39] авторы отмечают ряд недостатков зарубежных систем при применении их в российских условиях: большой объем требуемых вычислительных ресурсов; чрезвычайно высокая трудоемкость адаптации гидродинамической модели для крупных многопластовых месторождений с длительной историей; закрытость большей части программного обеспечения для модификации, исправлений, добавлений; высокая стоимость лицензий и их поддержки.
Среди отечественных продуктов геолого-гидродинамического моделирования необходимо отметить LAURA, ГЕОПАК, ТРИАС, ГРАНАТ, ТЕХСХЕМА, ЛАЗУРИТ.
Выбор аппроксимирующих зависимостей по объектам исследования с использованием критерия Тейла
Из широкого перечня предположительно подходящих зависимостей (табл. 2.1) была определена степень пригодности каждой функции для описания динамики эксплуатации рассматриваемых объектов в период предыстории и определены наиболее подходящие для данных объектов характеристики вытеснения.
Одним из критериев выбора наилучшей зависимости, характеризующий качество описания динамики прогнозируемых показателей объекта, является коэффициент несоответствия Тейла [92].
Согласно [52, 91, 92, 148], коэффициент несоответствия Тейла определяется по формулам
Формулы (21) и (22) отличаются тем, что в одном определении знаменатель представляет собой сумму среднеквадратических для прогнозных и фактических изменений, а в другом - только среднеквадратических фактических изменений. Г. Тейл в работе [148] указывает, что формула (22) имеет более прямое отношение к неудачности прогноза и коэффициент полностью определяется среднеквадратической ошибкой прогноза. В работе был проведен расчет по обеим формулам, по которым наименьшие значения были получены по одинаковым зависимостям.
Коэффициент Тейла представляет собой нормированную дисперсию и изменяется в пределах от нуля до единицы, и чем ближе к нулю, тем более математическая модель (зависимость) адекватна рассматриваемому явлению. По наименьшим значениям критерия Тейла для каждого объекта выбираются "лучшие" аппроксимационные зависимости. Среднеарифметическое значение из значений по данным характеристикам вытеснения принимается за фактически накопленную дополнительную добычу нефти [52, 91].
Для выбора "лучших" из представленных в табл. 2.1 характеристик вытеснения для каждой из двадцати зависимостей по критерию Тейла было определено качество аппроксимации, то есть вычислена сумма квадратов отклонений прогнозных данных от фактических по представленным выше формулам. В табл. 1, 2 (Приложение 1) представлены результаты расчета критерия Тейла по формуле (22) и постоянных коэффициентов А, В по всем двадцати характеристикам вытеснения для объектов исследования.
В результате анализа значений критерия Тейла установлено, что характеристики вытеснения (6), (11), (17), (20) нельзя использовать при прогнозе показателей для данных объектов исследования в связи с высокими значениями данного коэффициента. Характеристику вытеснения (10) также нельзя использовать для прогноза показателей при условии неизменной добычи жидкости и различной обводненности (несмотря на невысокие значения коэффициента несоответствия Тейла по большинству объектов исследования), так как добыча нефти по данной зависимости со временем остается постоянной. Остальные пятнадцать зависимостей можно использовать в дальнейшем в качестве первоначального перечня для прогноза добычи нефти и оценки потенциально извлекаемых запасов нефти по крупным объектам горизонтов Ді и До Ромашкинского месторождения при существующей системе и методах разработки.
Так как количество аппроксимационных зависимостей для расчета добычи нефти строго не регламентировано и в методиках разных нефтяных компаний отличается [55, 56], то в целях исключения субъективных ошибок в работе для каждого объекта были выбраны пять зависимостей, соответствующих наименьшим значениям среднеквадратичного отклонения расчетных значений от фактических. В табл. 2.2 представлены номера формул данных кривых для каждого объекта исследования.
Для анализа величины потенциально извлекаемых запасов нефти при сложившейся системе и методах разработки в работе были использованы среднеарифметические значения данных пяти функциональных зависимостей, наилучшим образом подходящих для каждого рассматриваемого объекта.
Анализ изменения величины Кивз при выравнивании компенсации годового отбора жидкости технологической закачкой
По блокам Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения Величина показателя обеспечение годового отбора жидкости технологической закачкой на блоках №1, №4, №7 Миннибаевской площади является недостаточно скомпенсированной величиной и превышает 120%. В работе был проведен анализ изменения основных прогнозных показателей по объектам исследования при выравнивании величины компенсации годового отбора жидкости технологической закачкой по блокам №1, №4 и №7 Миннибаевской площади. Изменение величины обеспечения отбора жидкости закачкой за год получено за счет перераспределения добычи жидкости и закачки воды по скважинам, работающим на несколько блоков площади.
Во-первых, нефть с добывающих скважин, работающих на несколько блоков, была перераспределена на блоки, по которым закачка намного превышает отбор, то есть с блоков №2, №3 и №6 на блоки №1, №4 и №7. При этом за счет изменения отбора по данным скважинам компенсация отбора жидкости технологической закачкой по блокам меняется незначительно (рис. 3.25).
Во-вторых, закачка технологической воды по нагнетательным скважинам, работающих в 2010 году на несколько блоков, была перераспределена с блоков №1, №4 и №7 на блоки №2, №3, №5 и №6 Миннибаевской площади. При нанесении полученных величин обеспечения годового отбора жидкости закачкой на схему расположения блоков Миннибаевской площади (рис. 3.26) заметно увеличение данного показателя на блоке №6.
После изменения величины отбора жидкости был проведен перерасчет извлекаемых запасов нефти по методам характеристик вытеснения. Все данные по объектам исследования, полученные в результате проведенных изменений, представлены в таблицах 11,12 (Приложение 2).
Как видно из данных рисунка 3.27, значительных изменений в величине прогнозного Кивз для рассматриваемых условий по блокам Миннибаевской площади не наблюдается.
По площадям Ромашкинского месторождения Величина обеспечения годового отбора жидкости закачкой по площадям №15 и №20 Ромашкинского месторождения превышает 120%, что означает высокую компенсацию годового отбора жидкости технологической закачкой. По площади №4 величина данного показателя является меньше 80%, что говорит о недостаточной компенсации отбора жидкости технологической закачкой. В работе был проведен анализ изменения величины данного показателя по объектам за счет скважин, работающих на несколько площадей, и анализ изменения основных рассматриваемых прогнозных показателей для всех площадей Ромашкинского месторождения. Во-первых, нефть со скважин площади №4, работающих на несколько площадей, была перераспределена на площади №3, №5, №20, а нефть со скважин площадей №1, №2, №3, №4, №5, №8, №9, №10, №11, №12, №13, №14, №16, №17, №19, работающих на несколько площадей, - на площади №15 и №20 Ромашкинского месторождения. На рисунке 3.28 представлена величина компенсации годового отбора жидкости закачкой, полученная за счет изменения отбора по площадям Ромашкинского месторождения, исходя из которого можно сделать вывод о небольших изменениях данного показателя.
Во-вторых, технологическая закачка по скважинам площадей №15 и №20, работающих в 2010 году на несколько объектов, была перераспределена на площади №9, №13, №14, №18 и №19. Анализ изменения компенсации годового отбора жидкости технологической закачкой по анализируемым объектам Ромашкинского месторождения за счет изменения закачки показывает, что данный показатель меняется крайне незначительно.
При нанесении полученных в результате перерасчета величин прогнозного Кивз по площадям Ромашкинского месторождения для всех рассматриваемых условий с учетом изменения отбора по объектам исследования на схему расположения объектов (рис. 3.29) изменений не наблюдается.
Прогнозные показатели по объектам, полученные в результате проведенных изменений по площадям Ромашкинского месторождения, представлены в таблицах 13, 14 (Приложение 2).
Таким образом, при анализе величин показателей, полученных при изменении компенсации годового отбора жидкости закачкой с учетом вышеописанных изменений, можно сделать вывод, что величина Кивз, удельных потенциально извлекаемых запасов нефти, а также дебита нефти для рассматриваемых условий при сложившейся системе и методах разработки по всем объектам Ромашкинского месторождения меняется крайне незначительно.
Фрактальный анализ технологических показателей по объектам исследования
В последние годы для анализа крупных систем используется анализ фрактальных характеристик, основанный на выделении подобных, масштабирующихся вплоть до целого подэлементов [167, 168].
В работе был проведен анализ текущих и прогнозных технологических показателей площадей Ромашкинского месторождения и блоков Миннибаевской площади, по результатам которого определены явные признаки того, что терригенный эксплуатационный объект ДоДі Ромашкинского месторождения можно рассматривать как объект фрактального типа, считая в последовательно уменьшающемся масштабе самоподобными фрагментами Миннибаевскую площадь и блок №3 Миннибаевской площади.
В табл. 3.6 представлена относительная погрешность выборки из 23 основных технологических показателей по объектам блок №3 Миннибаевской площади - Миннибаевская площадь - горизонты ДіДо Ромашкинского месторождения.
На основе оценки погрешности получена удовлетворительная сходимость следующих технологических показателей этих элементов (относительная погрешность менее 20%): текущие величины КИН (погрешность от 2 до 6%), прогнозные величины Кивз для условий q const и v=90%, 91%, 92% (погрешность от 0 до 4%), прогнозные средние дебиты нефти для условий q,K=const и v=90%, 91%, 92% (погрешность от 7 до 19%), отношении отбора жидкости и закачки с начала разработки к поровым объемам (погрешность соответственно от 7 до 15% и от 6 до 14%), отношение накопленной добычи жидкости к поровому объему для условий q const и v=90%, 91%, 92% (погрешность от 6 до 19%).
Анализ фрактальной размерности
При сравнении количества добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, объема пор по блоку №3 Миннибаевской площади и в целом по Миннибаевской площади, а также по данной площади и в целом по горизонтам До, Ді Ромашкинского месторождения установлено, что
1) блок №3 Миннибаевской площади по количеству добывающих, нагнетательных скважин и объему пор в 5 раз меньше Миннибаевской площади (погрешность не превышает 1%); 1 г» 1 УУ
2) Миннибаевская площадь по количеству добывающих скважин в 14 раз, по количеству нагнетательных скважин в 12 раз, а по объему пор в 8 раз меньше горизонтов ДіДо Ромашкинского месторождения.
При этом относительная погрешность в первом случае не превышает 1%, а во втором случае - 2,7% (табл. 3.7).
Таким образом, выявлены явные признаки фрактальной структуры эксплуатационного объекта ДоДі Ромашкинского месторождения на основе Миннибаевской площади, начиная с блока 3 этой же площади, а также на основе оценки погрешности получена удовлетворительная сходимость целого ряда показателей разработки этих объектов, в частности, по прогнозному Кивз, прогнозным средним дебитам нефти, отношениям отбора жидкости и закачки к поровым объемам и т.д.
Похожие диссертации на Исследование динамики извлекаемых запасов нефти по объектам терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения
-
-
-
-
-
-
