Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ состояния изученности проблем управления разработкой нефтяных месторождений путём оптимизации режимов работы скважин 10
1.1. Теоретические основы управления разработкой месторождений путем изменения режимов работы скважин 10
1.2. Выводы по обзору работ и постановка задач исследований 30
ГЛАВА 2. Состояние разработки 3 блока березовской площади ромашкинского месторождения 35
2.1. Краткая геолого-физическая характеристика залежи нефти объекта исследования 35
2.2. Комплексная автоматизация скважин 3-го блока Березовской площади 37
2.3. Результаты проведения опытно-промышленных работ по оптимизациирежимов работы скважин 40
ГЛАВА 3. Исследование гидродинамического взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин 55
3.1. Результаты проведения исследований по изучению интерференции скважин с использованием методов сравнительного анализа динамики изменения параметров эксплуатации скважин 55
3.1.1. Изучение взаимовлияния скважин по коэффициентам схожести сигналов телеметрии с использованием классического алгоритма однонаправленной самоорганизующейся карты Кохонена 55
3.1.2. Применение системы дифференциальных уравнений материального баланса для идентификации гидропроводности в межскважинном пространстве 77
3.1.3. Исследования по повышению точности установления взаимовлияния за счет использования в анализе агрегированных исходных данных 97
3.1.4. Изучение взаимовлияния скважин по данным телеметрии с использованием алгоритма двунаправленной самоорганизующейся карты Кохонена и агрегированных данных по давлениям и отборам 101
3.2. Сравнительный анализ результатов проведения опытно-промышленных работ по изучению интерференции скважин с использованием индикаторных исследований и определения рангов коэффициентов взаимовлияния скважин . 109
3.3. Регулирование режимов работы нагнетательных скважин с целью снижения или стабилизации обводнённости реагирующих добывающих скважин 116
3.4. Выводы по результатам изучения взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин 120
Основные выводы и рекомендации 125
Список использованных источников
- Выводы по обзору работ и постановка задач исследований
- Комплексная автоматизация скважин 3-го блока Березовской площади
- Изучение взаимовлияния скважин по коэффициентам схожести сигналов телеметрии с использованием классического алгоритма однонаправленной самоорганизующейся карты Кохонена
- Сравнительный анализ результатов проведения опытно-промышленных работ по изучению интерференции скважин с использованием индикаторных исследований и определения рангов коэффициентов взаимовлияния скважин
Выводы по обзору работ и постановка задач исследований
Основой эффективного управления разработкой месторождений, изменениями режимов работы добывающих и нагнетательных скважин являются знания о движении нефти, газа и воды в пластах, сложенных различными горными породами, а также изменениях параметров работы скважин участка при их остановке и запуске.
Подъём нефти, воды и газа на поверхность, при любом способе эксплуатации месторождения, обеспечивается движением их в горной породе. По этой причине знания теоретических основ механизма фильтрации через породу в пласте дают возможность обоснованного решения задачи технологии нефтеизвлечения, оптимального выбора режима эксплуатации скважин, которые для текущих пластовых условий были бы эффективны и, в тоже время, обеспечивали бы требуемые экономические показатели.
Чтобы наиболее полно представить теоретические основы управления разработкой месторождений обратимся к истории её развития [3]. В начале 20 века большая часть задач нефтеизвлечения, а также вопросы фильтрации, взаимовлияния решались без достаточного научного анализа, как правило, интуитивно или по традиции. Это было связано, в первую очередь, с тем, что в то время теоретические знания основ фильтрации, физики нефтяного пласта не были ещё известны на нефтепромыслах, а имеющиеся знания не систематизированы.
При этом большинство важных в нефтепромысловой практике проблем управления разработкой, решённые сегодня, были ещё далеки от своего разрешения.
В течение продолжительного времени теоретические основы управления разработкой месторождений почти всегда относились к вопросам техники эксплуатации скважин. На нефтепромыслах надземное и подземное оборудование скважин являлись основным объектом внимания, а режим работы скважины выбирался только по данным результатов исследований самой скважины, без учёта связи с режимом работы и условий эксплуатации других скважин по тому же пласту. Во многом такой подход связан с тем, что в дореволюционной России нефтяные месторождения, даже в пределах одних объектов разработки, представляли собой поделённые участки между частными владельцами или фирмами, которые конкурировали между собой. Часто, владельцы одной или нескольких скважин, в силу интересов увеличения прибыли, максимально интенсифицировали добычу нефти на своих скважинах, что приводило к ухудшению показателей работы соседних участков и приносило вред их владельцам. Происходило это ещё и потому, что вопросы взаимовлияния скважин не были доступны для большинства нефтяников того периода. По этим причинам до начала тридцатых годов двадцатого века, инженеры нефтепромысловых объектов считали, что взаимовлияние ограничено и не распространяется на всю залежь, не говоря уже о контуре нефтеносности. Считалось, что существует область действия или дренирования, которой ограничивается зона влияния скважины, радиус которой при всевозможных расчетах составлял не более 200 м. Взгляды о движении нефти к забоям скважин большинства инженеров-нефтяников того времени были связаны с американской теорией Бриггса, в соответствии с которой единственной силой, обеспечивающей движение нефти по пласту, является сила упругости сепарированного газа, рассеянного в нефти при снижении давления.
На примере разработки Октябрьского и Старо-Грозненского месторождений в трудах геологов Н. Т. Линдтропа [4], Н. М. Карпенко [5] были доказаны следующие положения [6]. 1. Газ в продуктивных пластах Октябрьского и Старо-Грозненского месторождений находится в растворённом в нефти состоянии и выделяется из нее лишь при движении нефти по стволу скважины. 2. Движение нефти к забоям скважин происходит под влиянием напора краевых вод, подстилающих залежь нефти. 3. Скважины могут взаимодействовать (интерферировать) на больших расстояниях - порядка одного и более километров. 4. Разработка одной части залежи нефти оказывает влияние даже на удаленную остальную ее часть. 5. В области естественного стока одного пласта разработка нефтеносной залежи влияет на режим водяных источников.
Дальнейшие исследования подтвердили, что в пластах, где главной движущей силой является сила упругости сжатого газа, область влияние эксплуатации отдельных скважин не ограничивается малой зоной. С течением времени эта область распространяется на весь пласт [7, 8].
Именно в этот период инженеры-нефтяники отказались от подхода к эксплуатации месторождений, основу которого составляли изолированные исследования отдельных скважин и принятие технологического режима их эксплуатации, основываясь на базе данных этих исследований. Весьма интересны исторические данные. Уже в начале семнадцатого века в России эти мысли не были новыми. Так, например, в семействе Строгановых в 1629 году был принят специальный раздельный акт, по которому можно судить о знаниях взаимовлияния скважин того времени. В документе указывается, что если кто-либо из членов семьи построит артезианскую скважину вне границ отведенных им участков, то из-за неизвестности направления фильтрации подземных вод, такая скважина должна быть обшей собственностью.
Еще один пример учета интерференции скважин крупным русским гидрогеологом А.А. Краснопольским. В 1912 году в опубликованной работе [9] он допускал, что влияние каждой скважины ограничена «жестким» контуром. При взаимодействии скважин геометрические параметры этих контуров не меняются, при этом один контур как бы сливается «врастает» с другим. Важным в представлениях А. А. Краснопольского является то, что он правильно рассматривал артезианские водоносные пласты, как единые гидравлические системы.
Комплексная автоматизация скважин 3-го блока Березовской площади
Многолетний опыт разработки различных месторождений при различных типах заводнения показал наличие эффекта от периодической работы нагнетательных скважин. Данная идея впервые была высказана М. Л. Сургучевым в результате анализа разработки месторождения Яблоневый Овраге которое велось на нестационарном режиме [42, 43, 44]. Теоретические основы метода созданы в работах [45, 46]. Эффективность данного подхода была подтверждена позднее многими другими исследователями [47, 48, 49, 50].
Применение нестационарного заводнения в Республике Татарстан начато в 70-х годах прошлого века на Восточно-Сулеевской, Азнакаевской, Алькеевской площадях Ромашкинского месторождения [51, 52, 53]. Как правило, применение нестационарного заводнения преимущественно рассматривается для слоисто-неоднородных пластов. Многие авторы считают определяющим влияние зональной и послойной неоднородности продуктивных пластов на применение такого заводнения. [54, 55, 56, 57, 58,59, 60 и др.].
Характер неоднородности разрабатываемых объектов, необходимость увеличения охватом воздействия системой ППД верхней пачки пластов ДО привели к необходимости внедрения технологий одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). Эффективность предложенных технологий ОРЗ во многом достигалась благодаря совершенствованию технологии и работ, направленных на повышение надёжности глубинного оборудования [61, 62, 63].
Изучению влияния неоднородности пласта и его геологических особенностей на выработку запасов большое внимание было уделено в работах [64, 65, 66, 67, 68, 69, 70]
В настоящее время все более актуальна разработка застойных, тупиковых зон, анизотропных и низкопроницаемых коллекторов [71, 72, 73, 74]. В условиях применения различных систем заводнения одним из наиболее информативных способов изучения фильтрационных свойств коллекторов является индикаторный метод. Результаты индикаторного метода на уровне количественных оценок отражают состояние (характеристики) коллектора во всем межскважинном пространстве. По результатам исследований специалисты в области геологи, проектирования и разработки нефтяных месторождений получают уникальную информацию: о гидродинамической связи нагнетательных скважин с добывающими, о динамической проницаемости и преимущественном направлении фильтрационных потоков в заводненных продуктивных пластах, о наличии трещиноватости и о параметрах путей высокой гидропроводности, о скоростях и объемах фильтрации закачиваемой воды в направлениях между нагнетательными и добывающими скважинами. Наличие такой информации дает возможность разрабатывать и успешно реализовывать различные виды мероприятий по повышению эффективности методов увеличения нефтеизвлечения и снижению степени обводненности добываемой продукции, т.е. к увеличению добычи нефти [75]. Технология метода индикаторных исследований проста. В поток закачиваемого в пласт агента вводится меченая индикатором оторочка того же агента, с устья контрольных добывающих скважин отбираются пробы продукции и в лабораторных условиях анализируются на содержание индикатора. По результатам анализа строятся зависимости «концентрация индикатора - время» и «количество извлеченного индикатора время», по которым и производится окончательная количественная интерпретация результатов исследований [76].
По короткому времени первой регистрации индикатора в пробах продукции добывающих скважин рассчитываются аномальные скорости фильтрации закачиваемой воды и определяются зоны высокой динамической проницаемости. По концентрации и количеству извлеченного на поверхность индикатора определяют производительность путей фильтрации или, другими словами, степень влияния высокопроницаемых путей фильтрации на обводненность продукции добывающих скважин. Кроме того, индикаторный метод позволяет установить контроль за распределением потоков по направлениям, выявить зоны нарушения гидродинамической связи между их отдельными участками, проводить оценку коэффициента охвата пласта процессом вытеснения.
Еще в 60-х годах прошлого столетия в СевКавНИПИнефть путем изучения фильтрации закачиваемой воды на модели пласта было установлено, что графики выхода индикатора с попутно добываемой водой во времени отражают тип коллектора - неоднородный пористый пласт, отдельная зона пористого пласта (однородный пласт), пласт с хаотичной системой трещин (порово-трещинный пласт), пласт с единичными трещинами [77].
При использовании индикаторного метода «трассируются» реальные фильтрационные потоки, направления которых зависят геологического строения пласта и режимом разработки месторождений. Поэтому наиболее эффективное применение данного вид исследований в пластах с высокой фильтрационной неоднородностью межскважинного пространства и характеристики процесса вытеснения нефти. Такой подход к исследования оправдан методически, так как существующие методы исследования не позволяет детально изучить межскважинное пространство и протекающие в нем фильтрационные процессы.
Фильтрационные свойства пласта зависят от структуры среды, через которую идет фильтрация, состояния поверхности этой среды, свойств фильтрующегося вещества и других факторов. Естественно, что параметр, определяемый только в динамике и зависящий от стольких трудно оцениваемых факторов, должен определяться в реальных условиях. Как проницаемость керна определяется при фильтрации через него жидкости или газа, так и проницаемость межскважинного пространства пласта следует определять при фильтрации через него жидкости. При этом будет определяться некая эффективная проницаемость, т.к. истинная длина пути фильтрации неизвестна. Но даже в случае анализа керна истинная длина фильтрации неизвестна и за нее принимается просто длина образца. Однако, оценивая только общий расход флюида по пласту, можно определить его фильтрационную неоднородность. Для получения дифференциальной картины используются различные меченые жидкости. В 90-е годы прошлого столетия тенденции в изучении свойств пласта были связаны с математическим моделированием. Математическое моделирование - это способ изучения реального объекта, его состояния и происходящих с ним процессов, через их замену математической моделью, для исследования с помощью компьютеров, например, в экспериментальных работах.
Математическая модель описывает реальный объект, процесс, являясь приближенным его представлением, выраженным математическими терминами и сохраняющим существенные свойства оригинала. С помощью логико-математических алгоритмов такие модели описывают в количественной форме основные свойства объекта, процесса, его параметры и связи.
Изучение взаимовлияния скважин по коэффициентам схожести сигналов телеметрии с использованием классического алгоритма однонаправленной самоорганизующейся карты Кохонена
Расчёты на реальных участках закачки с применением данной модели показали различные по точности результаты. Далее рассмотрим примеры расчётов коэффициентов схожести на реальных участках закачки и отбора 3 блока Березовской площади. Точность оценивалась по сравнению с текущими данными об интерференции скважин на основании исторически сложившихся знаний, источником которых являются база данных телеметрии, геологические отчеты по скважинам, оперативная сводка по работам, произведённым на скважинах. В качестве сигналов рассматривались по нагнетательным скважинам расход закачиваемого агента, по добывающим дебит жидкости. Радиус охвата скважин на карте для оценки взаимовлияния между скважинами был принят 1500 м, что соответствует 3-м расстояниям между забоями скважин. К примерам точного отражения исторически сложившихся представлений об интерференции скважин можно отнести результаты на участке закачки в районе скважины №12239 (рисунок 18).
Данный вывод сделан на основании дополнительных исследовательских работ, заключавшихся в остановке нагнетания с последующим запуском скважины в работу. При этом окружающие добывающие скважины были предварительно переведены в режим эксплуатации с заданным забойным давлением (режим откачки). После длительного простоя скважина 12239 была запущена под закачку 21 декабря и уже 26 декабря через 5 дней по скважине №11701 зафиксировано интенсивный рост продолжительности времени работы и дебита (рисунок 19).
На скважине 13564 (рисунок 20) реакция зафиксирована позже 29 декабря, на 8-е сутки после закачки. При этом амплитуда изменения несколько меньше, чем на скважине №11701, что обусловлено удаленностью от очага возмущения.
График динамики изменения времени работы добывающей скважины №13564 от закачки нагнетательной скважины №12239 Следующий пример является иллюстрацией некорректного определения на модели коэффициента схожести. С 1 ноября 2014 года была запущена под закачку скважина № 13444. По замерам пластового давления на участках отбора основное влияние скважины направлено на север к добывающим скважинам №21550 (ШГН) и 21791 (УЭЦН), что подтверждается на графиках динамики пластового давления, зафиксированной с датчика глубинной телеметрии ЭЦН (рисунок 21), а также журналом замеров нагнетательной скважины №13444 (рисунок 22). Однако, модель в разрез выявленным тенденциям по динамике пластового давления определяет максимальное влияние на Юго-Запад и Северо-Восток в направлении добывающих скважин №13594 и 13569 (рисунок 23). Необходимо отметить, что скважине №13569 работала в этот период нестабильно из-за ухудшения подачи насоса, вследствие засорения, что привело к нестабильной работе и искажению в расчётах коэффициента схожести сигнала.
Высокая достоверность расчётов достигается на участке отборов скважины 13452. На данном участке в июле 2014 года наблюдались аномально высокие значения пластовых давлений. По этой причине в зоне отбора этой скважины возникала проблема, связанная с невозможностью производства работ по смене герметизирующих элементов на арматуре скважины.
Распределение схожести сигнала, отмечаемого при нагнетательной скважины №21777 На приведенной карте разработки (рисунок 29) данного участка видно, что зона отсутствия коллектора имеет распространение по азимуту 320 (Северозападное направление). Восточнее зоны выклинивания коллектора расположена напротив - наиболее проницаемая область, на которой проводились экспериментальные работы по закачке меченой жидкости в пласт. Результат анализа данных индикаторных исследований свидетельствует о максимальном движении флюида также по азимуту 310-330.
Это подтверждается также реакцией скважины №8124 на изменение режима работы нагнетательной скважины 21777 (рисунок 30). В первом полугодии 2013 года в результате снижения объемов закачки по скважине №21777 (рисунок 31) с 1900-2100 до 800-1200 м /мес во втором полугодии привели к тому, что время работы в режиме откачки с заданным забойным давлением реагирующей скважины №8124 снизилось с 20 часов в сутки до 14 часов в сутки. В северном направлении от нагнетательной скважины влияние также было ранее установлено через работу в режиме откачки скважины №8115.
Сравнительный анализ результатов проведения опытно-промышленных работ по изучению интерференции скважин с использованием индикаторных исследований и определения рангов коэффициентов взаимовлияния скважин
Подводя итоги данной главы, необходимо обозначить, что в работе описаны и применены на реальных объектах разработки два подхода к решению задачи выявления взаимовлияния скважин. Причем, по своей природе они совершенно различны. Объединяет их то, что они построены на предположении, что возмущение всегда (или почти всегда) имеет отклик, который может быть зарегистрирован средствами измерений.
В подходе, использующем нейросетевые технологии, физическая система представлена как" черный ящик", то есть предполагается, что нам известны только управляющие воздействия (отборы/закачка) и реакция системы (давления). По сути, алгоритм находит на основе базовой истории зависимость между входом и выходом. Плюсами подхода является высокая скорость работы, хорошая адаптация к данным, минимум работ по настройке алгоритмов. Минусы подхода -не используются априорная информация о физической системе, нет гарантии, что обучающая выборка содержит всевозможные состояния системы, трудности интерпретации результатов.
В другом подходе, предполагается что математическая модель физической системы нам известна (геологическое тело плюс модель фильтрации), а неизвестными являются параметры системы (гидропроводности). Суть алгоритма состоит в том, чтобы подобрать такие параметры системы, которые бы обеспечивали минимальную разницу между фактическими и модельными давлениями. Плюсы подхода - используются физические принципы работы системы, есть возможность подстройки модели, понятная интерпретация. Минусы - низкая скорость работы алгоритма, высокие требования к информационным ресурсам, большое количество неизвестных параметров, трудоемкость работ по настройке алгоритма.
В работе предложено решение, которое по возможности использует максимум априорной информации о системе и, в то же время, базируется на статистических принципах обработки информации.
Одним из основных видов априорной информации о системе является информация о расположении скважин. Естественно предполагать, что чем ближе друг к другу расположены забои скважин, тем вероятнее связь между ними. Для учета этого фактора участок разбивается на блоки (по методу Вороного), в центре каждого из которых расположена скважина. На основе разбиения строится матрица, идентифицирующая соседство скважин, то есть, если все скважины пронумерованы от 1 до п и і-я является соседней j-ой скважине, то на пересечении і-ой строки и j-ro столбца располагается признак соседства скважин. А на основе локально-усредненной геологической модели участка скважин, однофазной гидродинамической модели и истории отборов/закачки и давлений идентифицируются гидропроводности между блоками.
В ходе проведения расчётов внесены изменения по анализируемому параметру, на основании которого определяется интерференция скважин. Более высокая точность корреляции достигается при сравнении не отдельных параметров эксплуатации скважин для определения взаимовлияния, а агрегированного показателя, такого как, например, произведение расхода и пластового давления, который является аналогом электрической мощности. То есть при одном и том же режиме отбора на добывающих скважинах (диаметр насоса, длина хода, число качаний) изменение режима нагнетания (например, увеличение расхода в 2 раза) может находить отклик как в виде увеличении дебита на добывающих скважинах, так и виде роста динамического уровня (или забойного давления).
В результате по 3 блоку Березовской площади были построены карты гидропроводности (рисунок 46). В цвете от желтого к красному показано распределение гидропроводности между блоками, в центре которых находится скважины с размерностью м3/сут МПа. Предложена методика построения нейросетевой модели на двуслойных картах Кохонена, представляющей собой аналог многомерных регрессионных моделей, которая позволяет выявить физическую взаимосвязь замеряемых параметров и вычислить ранги коэффициентов взаимовлияния между скважинами.
Практическая ценность исследований заключается в том, что предложен алгоритм работы, заключающийся в последовательности операций с сигналами параметров работы скважин и получении величин, характеризующих взаимовлияние скважин, а также реальных характеристик межскважинных интервалов. На способ разработки нефтяного месторождения на основе управления режимами работы скважин по данным телеметрии в реальном времени получен патент РФ [133].
По контрольному примеру расчета и адаптация его к реальным условиям, проведенной на локальном участке закачка скважины 12239 3-го блока Березовской площади можно сделать следующие выводы:
Адаптация алгоритма в зоне с центральной скважиной 12239 потребовала значительной (в 4 раза) корректировки нагнетания по граничным скважинам №21743, 21745, 21761, 21760, 12241. При этом, остановка центральной скважины на длительное время, привела к снижению пластового давления на соседней добывающей скважине № 21746. Это свидетельствует о том, что существует вероятность неэффективной закачки (негерметичность эксплуатационной колонны, наличие перетоков, аномально высокие зоны проницаемости по нагнетательным скважинам в районе добывающей скважины 21746). Поскольку исследование, проведенное в октябре 2014 года, показало, что колонны скважин герметичны, то предположение о наличии зоны с аномально высокой проводимостью подтверждается.