Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ и обобщение мирового опыта применения методов оценки и прогноза технологических показателей процесса повышения нефтеотдачи пластов 29
1.1 Определение коэффициента извлечения нефти с помощью метода коэффициентов-сомножителей 29
1.2 Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти 38
1.3 Алгоритм расчета коэффициента охвата фильтрацией при реализации технологии ПНП 42
1.4 Оценка и прогнозирование КИН методами статистического анализа 52
1.5 Аппроксимационные методы характеристик вытеснения 62
Глава 2. Научные направления развития методов оценки технологической эффективности гтм и прогноза коэффициента извлечения нефти (КИН) 67
2.1 Малопараметрические эволюционные модели оценки технологической эффективности ГТМ 67
2.2 Оценка и прогноз коэффициента нефтеизвлечения на основе моделирования нейронными сетями 82
2.3 Особенности оценки и прогноза технологических показателей разработки при многомерном моделировании 90
Глава 3. Разработка методов сопоставления извлекаемых запасов нефти и оценки их прироста за счет методов повышения нефтеотдачи пластов 99
3.1 Сопоставление категорий запасов нефти с целью уточнения КИН 100
3.2 Построение моделей для определения доказанных разрабатываемых запасов 108
3.3 Статистические связи доказанных разбуренных неразрабатываемых запасов с количеством проведенных мероприятий 120
3.4 Статистические связи доказанных неразбуренных запасов с количеством проведенных мероприятий 129
3.5 Сопоставление категорий запасов нефти с целью уточнения КИН 134
3.6 Возможности прироста извлекаемых запасов в РФ 136
Глава 4. Регулирование технологических режимов скважин при гидродинамических методах повышения нефтеотдачи залежей 147
4.1 Анализ состояния дренированности пласта БВ6 Поточного месторождения 148
4.2 Анализ распределения дебитов добывающих скважин по принципу Парето на примере участка пласта БВ6 Поточного месторождения 151
4.3 Регулирование режимов работы добывающих скважин на основе моделей роста при реализации методов гидродинамического воздействия на залежь 157
4.4 Многокритериальное решающее правило для регулирования режимов работы фонда скважин 168
4.5 Корпоративная информационная система разработки и эксплуатации месторождений 172
Глава 5 Инновационные технологии повышения нефтеотдачи пласта 177
5.1 Классификация методов извлечения нефти 177
5.2 Определение геометрии фильтрационного потока в терригенных пластах с целью повышения эффективности технологий ПНП 182
5.3 Определение эффективности и стабильности реагентов, применяемых в терригенных пластах с техногенной трещиноватостью 187
5.4 Технологические решения, обеспечивающие интенсификацию добычи нефти при воздействии на пласт 201
5.5 Методы повышения нефтеотдачи пластов газогенерирующими композициями в зависимости от типа и минерализации пластовых вод 207
5.6 Повышение нефтеотдачи пласта с применением гидравлического разрыва пласта 226
5.7 Совершенствование технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти с помощью технологии горизонтальных и разветвленных горизонтальных скважин 236
Глава 6 Модельная основа выбора оптимального варианта разработки нефтяного месторождения при мультикритериальности решений 245
6.1 Выбор оптимального варианта системы разработки в условиях недостаточности информации 247
6.2 Разработка критериального подхода для выбора оптимального варианта системы разработки 254
6.3 Выбор оптимального варианта разработки для Тевлинско-Русскинского месторождения 263
Заключение 269
Список использованных источников 274
- Определение коэффициента извлечения нефти с помощью метода коэффициентов-сомножителей
- Малопараметрические эволюционные модели оценки технологической эффективности ГТМ
- Сопоставление категорий запасов нефти с целью уточнения КИН
- Анализ состояния дренированности пласта БВ6 Поточного месторождения
Введение к работе
Актуальность темы. Производство жидких углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на ведущее место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Согласно плану действий в области энергетической безопасности, принятому лидерами «Большой восьмерки» в Санкт-Петербурге 16.07.2006 г., а именно по ее укреплению предусмотрены: - наращивание объема доказанных запасов жидких углеводородов, операжающими их истощение, и повышение нефтеотдачи месторождений; - создание финансовых и налоговых стимулов, способствующих внедрению инновационных энергоэффективных технологий, - расширение масштабов применения традиционных технологий в нефтегазодобывающей отрасли. В связи с этим проблемы повышения нефтеотдачи залежей, исследование инновационных методов и технологий стимулирования пласта становятся важными составляющими системы оптимального управления нефтеизвлечением, определяющим перспективу обеспечения энергетической безопасности страны. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет разработки и комплексного внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи углеводородов является одним из наиболее реальных и целесообразных путей стабилизации темпов падения добычи нефти и дополнительным ее ресурсом на период перехода от традиционных источников энергии на новые, альтернативные источники.
Актуальность исследуемой в диссертационной работе многогранной проблемы определяется, в первую очередь, необходимостью систематизации задач, связанных с рациональным использованием недр, повышением нефтеотдачи пластов, тенденцией естественного и искуственного ухудшения структуры запасов углеводородов, прогрессирующего обводнения, истощения высокопродуктивных пластов. Следовательно успешная доразработка действующих объектов возможна на основе разработки высокоэффективных, научно-обоснованных и экономически оправданных инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добычи нефти (ИДН). Актуализация этой цели требует анализа и обобщения результатов исследования научно-технического, технологического и экономического аспектов развития проблем повышения нефтеотдачи пластов. Особого внимания требует разработка:
- инновационных технологий, методов, способов, составов, обеспечивающих повышение КИН; - математического аппарата моделирования и на его основе прогноза КИН и других показателей разработки; - унифицированных методов оценки и прогноза технологической и экономической эффективности геолого-технических мероприятий, селекции и классификации технологий ПНП и ИДН. Очевидно, что объективная прогнозная оценка и повышение КИН, как важнейшего показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья - сложнейшая и насущная задача, решение которой требует поиска альтернативных решений путем создания новых подходов, в том числе совершенствования и развития представленных в диссертационной работе научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.
Целью работы является обобщение, совершенствование и создание научно-методических основ оптимизации технологических процессов повышения нефтеотдачи пластов с использованием результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований.
Основные исследуемые задачи. В диссертационной работе исследуются следующие основные задачи:
-
На основе анализа и обобщения мирового опыта исследуются:
- основные принципы и методы оценки коэффициента извлечения нефти и прогноза извлекаемых запасов нефти;
- количественные и качественные показатели, влияющие на КИН уточнением его составляющих коэффициентов.
-
Исследуется новый способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей искусственных нейронных сетей (ИНС), повышающий достоверность полученных результатов расчета КИН, позволяющий тестировать результаты прогноза по ИНС и по регрессионной зависимости с эталонным результатом, полученным на многомерной фильтрационной модели.
-
Исследуются эволюционные модели пластовой системы, позволяющие создать научно-обоснованную унифицированную методику оценки технологической эффективности технологий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.
-
Исследуется влияние динамики изменения запасов нефти на конечный КИН по Российской и SPE классификациям и создаются статистические модели для мониторинга разработки месторождений углеводородов.
-
Используя многочисленные фактические данные и статистические модели, исследуется зависимость между доказанными разбуренными неразрабатываемыми запасами и количеством планируемых геолого-технических мероприятий: ГРП, вывод из бездействия, перевод на другой горизонт и другие ГТМ.
-
Оценивается потенциальная возможность прироста извлекаемых запасов нефти на основе статистического анализа выборки объектов разработки и обосновывается прогноз КИН за счет применения методов ПНП.
-
Анализируются и обобщаются существующие зарубежные и отечественные классификации методов ПНП и ИДН с целью расширения масштабов внедрения инновационных разработок, их усовершенствования и создания новой классификации.
-
Разрабатываются критерии и решающие правила по регулированию и контролю режимов работы конкретных скважин и всего пласта с использованием методов стохастического анализа, моделей роста, принципа Парето, параметра Херста, карт равных уровней взаимодействия, карт приведенных удельных отборов с целью повышения эффективности реализации гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.
-
Рассматриваются задачи гидродинамического исследования скважин в терригенных коллекторах, с целью разработки практических рекомендаций по проектированию гидроразрывов пласта (ГРП), а также путей повышения технологического эффекта этих проектов в комплексном сочетании с другими методами ИДН.
-
Разрабатываются новые технологии регулирования фильтрационной неоднородности трещиновато-поровых и гранулярных коллекторов с техногенными трещинами с осложненными геолого-физическими условиями, в том числе технологии закачки сшитых гелево-дисперсных систем с регулируемыми вязкоупругими свойствами, изолирующие водопритоки и способствующие повышению нефтеотдачи неохваченных слабодренируемых участков пластов.
-
Исследуется технология газожидкостных оторочек с внутрипластовой генерацией СО2, обеспечивающая адресное воздействие на слабодренируемые зоны, с учетом совместимости минерализации водных растворов в водонасыщенных пористых средах.
-
Исследуется технология разработки трудноизвлекаемых запасов нефти из тонких нефтяных оторочек с газовой шапкой и подстилающей водой бурением протяженных горизонтальных скважин (ГС) и разветвленных горизонтальных скважин (РГС).
-
Разрабатывается научно-методологическая основа выбора оптимального варианта проекта разработки в условиях ограниченной информации и неопределенности, а также мультикритериальности решения.
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решаются на основе теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием теории многофазной фильтрации, реологии, стохастических и эвристических методов анализа, теории вероятностей и математической статистики, элементов малопараметрического моделирования, методов распознавания образов, нейронных сетей, компьютерных технологий анализа инженерных задач.
Научная новизна работы:
-
Разработаны основные принципы определения коэффициента извлечения нефти, предложены обобщения и методические решения по оценке и прогнозу КИН в рамках оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов.
-
Создан новый методический подход по определению КИН с введением «коэффициента охвата фильтрацией», с учетом вклада в накопленную добычу нефти отдельных составляющих, характеризующих процесс добычи нефти при:
- фильтрации на естественном режиме;
- вытеснении нефти водой при заводнении;
- применении новых технологий повышения нефтеотдачи пластов.
Преимущество методики состоит в том, что она предотвращает необоснованное завышение коэффициента охвата вытеснением в проектных документах, тем самым показывает достоверную эффективность системы ППД и технологий ПНП.
-
Разработаны перспективные направления развития методов оценки технологической эффективности ГТМ и прогноза КИН, в том числе:
малопараметрическая унифицированная модель оценки и прогноза технологической эффективности ГТМ;
оценка и прогноз КИН залежей нефти на основе моделирования ИНС;
новая расчетная формула оценки КИН с учетом «коэффициента охвата фильтрацией». Представленные новые зависимости, алгоритмы и результаты расчета, оценки и прогноза показателей разработки демонстрируют высокую достоверность и надежность результатов, что подтверждается при тестировании результатов с аналогичными, полученными на многомерных фильтрационных моделях.
-
Установлено, что международная SPE и Российская классификации запасов нефти имеют в своей основе разные подходы. Соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что убедительно раскрыто путем статистического анализа и сопоставления по группе месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз».Построены парные и многомерные статистические модели для определения различных категорий запасов за счет планирования различных ГТМ, в том числе методов ПНП и ИДН. Сопоставление модельных значений этих запасов с данными международного аудита показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям.
-
Для регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД.
в качестве критерия предлагается следующее решающее правило:
а) при Кк < Кпр и Н< 0,4 – рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН > 0 и DВ < 0 ограничить, а при DН < 0 и DВ > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.
б) при Кк > Кпр и Н< 0,4 – рекомендуется снизить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН > 0 и DВ < 0 ограничить, а при DН < 0 и DВ > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.
Установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулированию режимов работы скважин и вовлечь в активную разработку остаточные запасы застойных и слабодренируемых зон залежи. Предлагаемые решения предотвращают потери нефти и мобилизуют закачиваемую и пластовую воду на эффективное вытеснение нефти водой.
-
Разработаны и испытаны в практике добычи нефти инновационные методы системного воздействия на пласт с применением газообразующих технологий извлечения остаточных запасов нефти регулированием электролитических свойств вытесняющих агентов, обеспечивающих синергетический эффект увеличения приемистости скважин и выравнивания профиля нагнетания, и в свою очередь увеличения добычи нефти из окружающих скважин.
-
В ходе лабораторных экспериментальных исследований установлено, что при использовании в качестве водной фазы газовыделяющих растворов минерализованной воды существенно нивелируется диффузионный фактор в кинетике газообразования диоксида углерода в водной фазе, а также повышается эффективность применения минерализованных водных растворов при генерации оторочки псевдокипящей газожидкостной системы и уменьшения остаточной нефтенасыщенности слабодренируемых зон нефтяных залежей.
-
Предложены пути повышения технологического эффекта и комплексные рекомендации по проектированию различных технологий гидроразрывов пласта в терригенных коллекторах для целей повышения нефтеотдачи пластов в сочетании с применением агентов, позволяющих снизить проницаемость водонасыщенных интервалов.
-
Разработана и внедрена инновационная технология ПНП и ИДН, основанная на изоляции высокопроницаемых пропластков призабойной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах с целью закрепления фильтрационного барьера для закачиваемой воды и подключения в разработку нефтенасыщенных зон пласта. Разработаны составы с регулируемыми реологическими свойствами, используемые также в осложненных геолого-технических условиях при глушении скважин с газопроявлением и аномально высокими и низкими пластовыми давлениями, изоляции высокопроницаемых и обводненных интервалов в операциях воздействия на пласт газожидкостными оторочками.
-
На основе использования вероятностно-статистических и эвристических минимаксных критериев, а также аппарата нечетких множеств предлагается методика выбора оптимального варианта проекта разработки при частично недостаточной и неопределенной исходной информации и многокритериальности решений. Преимуществом методики является, то, что при всей сложности принятия решений, она обладает особенностями, позволяющими научно-обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, несовпадающий с традиционно применяемой методикой выбора варианта на основе максимального КИН при существенном отклонении извлекаемых запасов.
Практическая ценность и реализация результатов работы. Научные результаты, полученные в диссертационной работе, нашли применение в теории и практике разработки нефтяных месторождений, а также явились основой разработки новых технологий повышения нефтеотдачи пластов, методов интенсификации добычи нефти и оптимизации процессов нефтедобычи. Разработанные методики и технологии многие годы внедряются в практику разработки на месторождениях Западной Сибири – Самотлорском, Урьевском, Покамасовском, Локосовском, Нивагальском, Ново-Покурском и других.
Из защищенных автором 11 патентов в процессах нефтегазодобычи внедрено 5, на использование которых были заключены лицензионные договора, прошедшие государственную регистрацию в Российском агентстве по патентам и товарным знакам (Роспатент), а полученные результаты утверждены актами предприятий.
Технологическая эффективность, полученная за счет внедрения защищаемых положений диссертации, а также разработанных и защищенных патентами РФ технологий, составила, согласно представленным актам, более 2 млн.т дополнительной добычи нефти. Полученные результаты вошли в научно-технические отчеты, научные программы и проекты: МПР РФ, ЦКР Роснедра, ОАО «ЛУКОЙЛ», ТПП «Лангепаснефтегаз», НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского государственного технического университета.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на:
Второй международной Каспийской конференции по нефти и газу, Баку, Азербайджан. – 17-20, Сентябрь, 1996г.
Второй научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 1999 г.;
Третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2000 г.;
научной конференции «Современные проблемы геологии нефти и газа», Москва, 2000г.;
12-м Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8 – 10 сентября, 2003г.;
Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья». – Москва, 24 – 26 ноября 2004г.;
IV Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - Москва, 2006 г.;
V Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - Москва, 20 – 22 марта 2007 г.;
34-ой международной конференции "Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности", Мальта, 31.10. – 07.11.2005г.;
VII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», 25-27 сентября 2007 г., г.Геленджик;
Международном научном симпозиуме, Москва, ОАО «ВНИИнефть» Москва, 18-19 сентября 2007 г.;
36-й международной конференции "Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности" 27октября – 03ноября 2007, (Коста дель Соль), Испания;
Международная научно-техническая конференция «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углеводородов на суше и море. Краков (Польша), 15-20 сентября 2008
заседаниях ЦКР Роснедра МПР РФ;
технических советах научно-производственных нефтегазодобывающих предприятий «Лангепаснефтегаз»; ОАО «ЛУКОЙЛ»;
заседаниях Ученого Совета НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского Государственного технического университета
Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 51 опубликованной работе, в том числе 11 патентах, 1 свидетельстве о регистрации программы «ОПТИМА» и одной монографии.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка литературы, включающего 286 наименований. Работа содержит 301 страниц текста, включая 48 таблиц и 59 рисунков.
Благодарности. Автор выражает благодарность научному консультанту д.т.н., А. Х. Шахвердиеву за плодотворные идеи, ценные советы и внимание в процессе работы над диссертацией. Автор выражает признательность соавторам за многолетнее сотрудничество, а также сотрудникам предприятий, участвующих в разработке и внедрении положений диссертации: ОАО «ЛУКОЙЛ»; ТПП «Лангепаснефтегаз»; ОАО «ВНИИнефть»; НП «ИСИПН» РАЕН, Пермский Государственный Технический Университет.
Определение коэффициента извлечения нефти с помощью метода коэффициентов-сомножителей
В начале развития нефтяной науки, из-за трудности поставленной задачи, поступали просто — коэффициент нефтеизвлечения условно принимали равным 0,5 (50%). В последующем, с развитием научно-технического прогресса, появилась возможность оценить и прогнозировать этот показатель более точно и достоверно. Коэффициент нефтеизвлечения (77) представляет собой простое отношение извлекаемых запасов к геологическим балансовым запасам нефти: где Ум — извлекаемые запасы нефти, УБ - геологические запасы нефти. Сложность в данном случае не определяется ни размером месторождения, ни количеством пластов, пропластков, залежей или скважин, ни наличием трудноиз-влекаемых запасов углеводородного сырья. Под сложностью понимается невозможность достоверного определения прогнозных значений коэффициента нефтеизвлечения и параметров, входящих в его расчет: геологических и извлекаемых запасов углеводородного сырья, коэффициента вытеснения нефти, коэффициента охвата и других значимых параметров [26, 28, 42-44, 70, 94-95, 126]. Следует иметь в виду, что такую же сложность представляет оценка пределов допустимой погрешности в расчетах и прогнозах.
Первые попытки формализации этой инженерной задачи, осуществленные академиком А. П. Крыловым [97-102], привели к простому разложению коэффициента нефтеизвлечения на коэффициенты-сомножители: где Л\ - коэффициент вытеснения (0 77, 1); rj2 - коэффициент охвата вытеснением ( 0 rj2 1). Если исходить из теоретических предпосылок, то допустимо предположение, что весь объем рассматриваемого объекта разработки будет охвачен вытеснением (100%), вытеснение из этого объема может происходить полностью (100%) и при этом коэффициент нефтеизвлечения достигнет максимального предельного значения (100%). В действительности при фильтрации флюидов в пористой среде, в том числе при вытеснении одной жидкости другой, наблюдается значительное сопротивление движению флюидов, определяе мое как особенностями самой среды, так и свойствами фильтруемых флюидов. Собственно от этих особенностей среды и флюидов зависят полнота и качество вытеснения одной жидкости другой и, в конечном счете, достоверное определение коэффициента извлечения нефти. Таким образом, считается, что изменение коэффициента извлечения нефти происходит под воздействием трех основных геолого-физических факторов: макро- и микронеоднородностей пласта, вязкостных сил, поверхностных сил натяжения [3, 6, 8]. Влияние этих факторов количественно характеризуется с помощью многочисленных параметров. При этом делаются попытки представлять влияние каждого параметра с помощью дополнительных коэффициентов-сомножителей.
В дальнейшем многие авторы предложили учесть влияние максимального количества параметров на КИН, и этот простой инженерный подход получил дальнейшее развитие (табл. 1.1). Проф. В. Н. Щелкачев в своих работах [247-249] предложил следующую зависимость: где S — удельная площадь, приходящаяся на скважину; а - коэффициент пропорциональности между изменением величины S и коэффициентом охвата пласта. Таким образом, формально в формуле (1.2) место неявного коэффициента охвата занимает показатель Щ е Следуя этой же логике, дальнейшие исследования [145] привели к зависимости: -(ak„/kn+bS/4G+c) П = Л\-е Р , (1.4) где а, Ъ и с - эмпирические константы; S - плотность сетки скважин; кр - коэффициент расчлененности; кп — коэффициент песчанистости; G — гидропро-водность. Затем авторы [146] совершенно справедливо объединили достоинства формул (1.3) и (1.4) и рекомендовали для применения формулу: -(0,001 ./ и+0,Шл/б+0,007) і7 = т?і-е Р \ (1.5) Следует отметить, что и в этой формуле место коэффициента охвата Щ занимает более внушительная экспонента. В работе [35] коэффициент нефтеизвлечения представлен произведением трех сомножителей: Л = Л\ Пг-1ъ, (1.6) где т]2 - коэффициент охвата пласта сеткой скважин; 7з - коэффициент охвата пласта заводнением. В работе [15] предлагается расчет коэффициента нефтеизвлечения для водонефтяной зоны: Л Лх Щ H.OCT V hH j (1.7) Оценка КИН в залежах с высоковязкой нефтью, с учетом предельного градиента давления, предлагается в работе [171]: Л = Лх-Щ-Щ, (1.8) где Щ — коэффициент вытеснения; щ — коэффициент охвата пласта заводнением по мощности с учетом неустойчивости фронта вытеснения; т]ъ — коэффициент охвата пласта заводнением по площади с учетом предельного градиента давления. В работах [119-121] предлагается коэффициент нефтеизвлечения представлять произведением четырех коэффициентов-сомножителей: V=Vi- 2-V3 774, (1.9) где г\х - коэффициент вытеснения; т]2 - коэффициент проектной сетки; Щ — коэффициент использования подвижных запасов; ЦА - коэффициент надежно сти системы разработки. ; „ Наконец, в работе [170] коэффициент нефтеизвлечения представлен про изведением шести коэффициентов-сомножителей: Л = Пх П2-Лъ г1,- П5-г1в, (1.10) где Vx - коэффициент вытеснения; Щ - коэффициент охвата вытеснением, обусловленный неоднородностью непрерывного пласта по проницаемости; щ - ко эффициент охвата вытеснением, обусловленный прерывистостью и линзовид-ностью коллектора, с учетом запроектированной или существующей системы разработки залежей; 774 - коэффициент охвата вытеснением по толщине пласта; Vs - коэффициент, учитывающий потери нефти в стягивающих рядах эксплуатационных скважин; % — коэффициент, учитывающий потери нефти в разрежающих рядах нагнетательных скважин.
Малопараметрические эволюционные модели оценки технологической эффективности ГТМ
Известно, что любую развивающуюся динамическую систему можно представить общим нелинейным уравнением эволюции [27, 41,90, 91]. Временные ряды показателей разработки могут быть ярким примером, характеризующим эволюцию пластовой системы. Это позволяет представить изменение текущего отбора нефти во времени с помощью нелинейного уравнения эволюции [231]: P-=a,Qll(t)-a110H2(t), (2.1) at где Q„ - накопленный отбор нефти; а і - коэффициент роста отбора нефти; ац коэффициент потерь отбора нефти; з7 0, aj] 0. Первое слагаемое показывает неограниченный рост отбора нефти, а второе - ограничения, налагаемые за счет взаимодействия добывающих скважин, физико-химических свойств флюидов и геолого-физических характеристик пласта. При плотной сетке скважин в силу взаимодействия одни скважины отбирают нефть у других, соседних, что приво дит к перераспределению ресурсов пласта. Аналитическое решение уравнения (2.1) с начальными условиями при t=0; QH(t)=Qo имеет вид: Вычислим предел QH (t) при / - со, получим: (2.2) и а (2.3) Это значит, что накопленный отбор будет стремиться к QM и иметь определенный физический смысл. Разделив знаменатель и числитель функции (2.2) на аи и использовав обозначение (2.3), получим: Q,,(t) = (2.4) Для дальнейшего исследования функции (2.4) вычислим ее производные: dt QM (2.5) Если начальное условие Q0 QM, имеем Q„(t) QM и 0, следова . .- dt тельно, QH(t) - возрастающая функция. Вычислим вторую производную (2.4): =а1 dt d2QM_„ (QM-Qo-Qoea dQH(t) dt QM-Q0+Q0ea (2.6) Итак, при QM-QO-QO "1 0 производная — 0, значит, функция QH(t) вы пукла, а при QM-Q0-Q0eai 0 производная dt d2QH{t) dt2 0, следовательно, функция ґ1 [nQM-Q0 «і Qo j QH(t) вогнута и имеет точку перегиба М = Таким образом, график функции QH(t) имеет вид логистической кривой и асимптотически стремится к максимально возможному значению. Унификация этого подхода обеспечивается единственным универсальным кинетическим уравнением Колмогорова-Ерофеева [90, 91], адаптирован ным к условиям задачи разработки нефтяных месторождений, дифференциальная форма которого имеет вид [223, 231]: Ш = аЬҐ- .е =Я[і-вМ (2.7) at или в интегральном виде: Q„{t) = \-e-bf, (2.8) где QH(t) - нормированный накопленный отбор нефти; Л = abt - темп выработки запасов нефти; а, Ъ - коэффициенты аппроксимации; / - время. Эта логистическая кривая текущего накопленного отбора нефти распадается на две стадии — восходящую и нисходящую - в точке перегиба М с коор динатами: М = fef; "" При заданном уровне извлекаемых запасов по формуле (2.8) можно определить остаточное время (продолжительность доразработки объекта) в виде ґ ! \Ub Ua In t = -іф, где Qn — извлекаемые запасы нефти, t - продолжитель У-QH) ность времени доразработки объекта, їф - фактическое время разработки объек та, а, Ъ - коэффициенты аппроксимации. Практически все эволюционно разви вающиеся системы и процессы при естественном стечении обстоятельств ведут себя идентично и проходят через определенные стадии развития. На рис. 2.1 (а г) представлена динамика изменения основных показателей разработки объек тов ОАО «ЛУКОЙЛ» Локосовского и Поточного месторождений. Легко заме тить, что графики накопленного отбора нефти и обводненности имеют вид асимметричной логистической кривой. . Стадийность процесса разработки залежей углеводородов Наблюдения за целостным процессом разработки выявили ряд стадий, на каждой из которых имеются качественные и количественные различия в технологических и экономических показателях.
В данном случае, в зависимости от поставленной задачи, накопленную добычу нефти можно представить в виде двух - восходящей и нисходящей -стадий, традиционных четырех стадий и, наконец, более четырех стадий для целей оценки технологической эффективности инноваций, проведенных на объекте (рис. 2.3-2.5). В каждой конкретной задаче стадий может быть две, три, четыре и сколько угодно, так как характер изменения технологических показателей определяется относительным темпом выработки запасов и фиксируется в зависимости от временного шага (см. рис. 2.3, 2.4).
Как следствие, нефть и вода во времени и пространстве абсолютно взаимосвязаны. Поэтому, как и накопленная нефть, поведение обводненности укладывается в форму логистической кривой.
Оценка произведена по изменению технологических показателей работы этих скважин с учетом взаимодействия окружающих добывающих скважин.
Исходная информация для анализа представлена в виде данных текущих показателей с интервалом в один месяц, начиная с марта 1988 г. Оценка эффективности производилась в зависимости от времени наработки при следующих исходных данных, приведенных в табл. 2.1. Исходные данные и результаты расчета представлены на рис. 2.6-2.12. Погрешность расчета накопленной добычи нефти на дату проведения ГТМ (оценка эффективности) или последнюю дату перед прогнозом (экспресс-прогноз) учитывается при дальнейших расчетах. Прогнозные показатели корректируются на величину этой погрешности. Значение погрешности на дату ГТМ между фактической и расчетной накопленной добычей нефти с учетом знака прибавляется к накопленной расчетной добыче на каждую дату после проведения ГТМ. От начала разработки до проведения ГТМ - 14,8 года. На момент отключения всех скважин время разработки - 30,6 года.
Сопоставление категорий запасов нефти с целью уточнения КИН
Основным различием между классификациями РФ и SPE является то, что первая наибольшее внимание уделяет изученности объекта в целом, а классификация SPE тесно увязана с запасами на скважину [135]. Так, если в результате бурения нескольких разведочных скважин достаточно хорошо изучена модель залежи, установлен контур нефтеносности, определены подсчетные параметры и запасы по классификации РФ оценены по категории Сь то бурение дополнительных скважин практически не вносит существенных изменений в оценку запасов [85]. По классификации SPE запасы увеличиваются с каждой пробуренной скважиной. Рассмотрим это на примере эволюции оценок геологических запасов по SPE (oil in place) [206] в зависимости от стадий изученности месторождения на этапах поиска, разведки и частичной разбуренности по эксплуатационной сетке [135].
К доказанным разбуренным запасам относятся запасы участка залежи, вскрытого скважиной, с размерами, равными будущей эксплуатационной сетке (500x500 м), а на прилегающих к нему 8 участках с такими же размерами запасы классифицируются как доказанные неразбуренные. На площади, равной 16 участкам, примыкающим к доказанным неразбуренным запасам, запасы относятся к категории вероятных. На остальной площади запасы определяются как возможные. Исходя из этого, на поисковой стадии доказанные запасы составляют лишь незначительную часть (около 5%) запасов от категории Сі. По мере увеличения числа разведочных скважин, по той же схеме определения доказанных запасов, их доля возрастает в тех же границах категории С і и увеличивается до 15%. При разбуривании залежи эксплуатационными скважинами часть запасов категории Сі согласно российской классификации переходит в категорию В, которая соответствует зоне «доказанных разбуренных» запасов.
Запасы на территории в пределах 500 м от границы категории В оцениваются как доказанные неразбуренные. В этом случае доля доказанных запасов в тех же границах уже составляет более половины от суммы категорий В+Сь На этом простом примере показано, что если в пределах одних и тех же границ сумма геологических запасов категорий В+Ci по российской классификации остается практически постоянной во времени от разведки до эксплуатационного разбуривания, то доля доказанных запасов по SPE увеличивается от 5 до-70%. В практике оценки запасов наблюдается значительное увеличение доказанных запасов по многим месторождениям, где проводится интенсивное эксплуатационное разбуривание. В связи с этим можно сказать, что выводы некоторых авторов [180, 212, 213] об универсальной количественной сходимости оценок доказанных запасов по SPE и запасов по категории С] по российской классификации неточны. Эта сходимость изменяется в очень широких пределах для каждого конкретного объекта в зависимости от стадии его разбуренности.
В диссертационной работе был проведен анализ влияния степени разбуренности месторождений на запасы, рассчитанные по российской и международной (SPE) классификациям на примере десяти месторождений ТПП «Ланге-паснефтегаз» [135, 138, 139, 142, 143]. При анализе степени изученности месторождений были вычислены статистические связи запасов различных категорий за период с 1996 по 2001 г. с количеством скважин эксплуатационного фонда (JVcKB). Всего было рассчитано 672 коэффициента линейной корреляции. Анализ корреляционных полей (построенных для временного диапазона 1996-2001 гг.) между изучаемыми показателями и количеством эксплуатационных скважин позволил установить, что во многих случаях точки распределяются в виде двух обособленных областей.
На втором этапе рассмотрим связи между NCKB и разбуренными {Zm) и неразбуренными (ZNB) запасами по международной классификации SPE, под счет которых производился независимой инжиниринговой фирмой Miller&Lents (M&L) [135]. Связь между запасами Zm и iVCKB в интервале 1996 2001 гг. положительная, статистически значимая, при этом прослеживается тенденция увеличения значений коэффициента корреляций г в рассматривае мых вариантах. Все это показывает, что со временем данные запасы все более тесно увязываются с разбуренностью месторождений. Изменение значений г во времени для ZRN происходит по следующей зависимости [135, 136]:
П = -261,0+0,131 Г, при г= 0,73; tp tt. Таким образом, выполненный анализ показал, что только разбуренные запасы тесно увязаны с количеством эксплуатационных скважин, причем корреляционные связи между этими параметрами за последние годы значительно усилились. Что касается остаточных извлекаемых запасов по российской классификации и неразбуренных по SPE, то можно сделать вывод об отсутствии значимых корреляционных связей этих категорий запасов с количеством скважин.
В соответствии с классификацией SPE доказанные извлекаемые запасы составляют только ту часть нефти в пласте (reserves), которую можно рентабельно добыть на дату оценки при действующих мировых ценах на нефть, существующем налоговом законодательстве и т. д. Другими словами, на величину доказанных извлекаемых запасов оказывают влияние многочисленные технологические, экономические и правовые аспекты. Напомним, что по классификации SPE доказанные извлекаемые запасы включают в себя [135]: доказанные разрабатываемые запасы, которые можно рентабельно извлечь из действующих добывающих скважин; доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы, которые можно извлечь из уже существующих скважин, простаивающих на момент оценки, или из скважин, которые могут быть использованы,в качестве возвратных, а также из скважин, из которых можно получить дополнительную добычу за счет методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов; доказанные неразбуренные запасы, извлечение которых требует бурения новых скважин и капитальных затрат.
Все эти категории доказанных запасов представлены практически на каждом месторождении, но их соотношение может значительно меняться в зависимости от стадии его разработки, состояния фонда добывающих скважин, внедрения методов повышения нефтеотдачи и других факторов.
Анализ состояния дренированности пласта БВ6 Поточного месторождения
По своему геологическому строению нефтяной пласт, как правило, бывает достаточно сложным. Наличие пропластков, их переменная мощность по площади залежи, различные виды неоднородностей и нарушений превращают нефтяной пласт в сложную гидродинамическую систему, находящуюся в непрерывном движении. Поэтому особое значение приобретают методы, позволяющие наравне с другими методами уточнить картину неоднородности пласта не только в геологическом, но и в гидродинамическом смысле, выявить области пласта, которые по той или иной причине недостаточно дренируются существующим фондом эксплуатационных скважин или же, наоборот, чрезмерно дренируются ими, т. е. области, где существует конкуренция между скважинами за одни и те же объемы пластовых флюидов.
Известно [167], что в процессе моделирования можно построить карты полей насыщенностей: начальных, текущих, остаточных. Сравнение этих карт во времени (ежеквартально, ежегодно) позволяет установить местонахождение застойных и слабодренируемых зон.
В работе предлагается следующий поход: на выбранном участке нефтяной залежи на основе фактических данных для каждой добывающей скважины подсчитываются накопленный отбор нефти, жидкости и воды, время эксплуатации скважины и с учетом нефтенасыщенной толщины и насыщенности пласта определяется коэффициент дренируемости залежи скважинами, а затем строится карта дренируемости залежи. На выбранном участке нефтяной залежи определяют текущий запас нефти и текущую нефтенасыщенность, строят их карты. Предварительно на каждой из построенных карт выделяют слабодренируемые и застойные зоны, сравнивают выделенные зоны на всех картах и за слабодренируемые и застойные зоны нефтяной залежи принимают участки в выделенных зонах, совпадающие на всех картах, а также совпадающие с аналогичными зонами, полученными с помощью трехмерной трехфазной фильтрационной модели.
На основе этих расчетов строят карты равных уровней удельных отборов по нефти, воде и жидкости. По этим картам определяют зоны сильной и слабой дренируемости залежи. Области пласта, где значение приведенного коэффициента дренируемости больше единицы, характеризуют лучшую выработку продуктивных толщ по сравнению с зонами, в которых приведенный коэффициент дренируемости меньше единицы. В данном случае принципиально важной является оценка способности продуктивного коллектора отдать с каждой единицы мощности за единицу времени максимально возможный объем нефти.
Карты приведенной дренированности наглядно показывают характер и степень выработки залежи и выявляют застойные и слабодренированные зоны, содержащие остаточную нефть, а также зоны, не способные принимать необходимые объемы воды, или просто зоны, не охваченные или слабо охваченные заводнением. Анализ состояния разработки трех блоков пласта БВВ с помощью карт дренируемости и сопоставление с картами изокор (линий равной степени взаимодействия) подробно показаны в таблицах и графиках в работах [167, 228, 239]. Сопоставление месторасположения областей хорошей дренированности по нефти, воде и жидкости показывает, что в целом локализация этих областей по площади близка друг к другу, но встречаются как случаи взаимного перекрытия этих областей, так и случаи несовпадения их границ. Эти результаты можно объяснить как различиями в степени - обводненности по площади участка продукции добывающих скважин, так и возможностью наличия различий в степени подвижности каждого из пластовых флюидов в отдельных зонах пласта.
В статистическом анализе совокупности или выборки принято выражать в виде законов распределения. Многие статистические закономерности поведения больших систем имеют общую математическую форму - гиперболической кривой, называемой распределением Парето, согласно которому большая часть следствий (порядка 70-80%) вызываются меньшей частью причин (порядка 20-30%) и наоборот. Этот принцип проявляется и в процессе разработки нефтяных месторождений. Как показывают исследования фонда скважин многочисленных объектов разработки, распределение дебитов нефти и воды происходит согласно принципу Парето. Использование принципа Парето позволяет осуществить мониторинг фонда эксплуатационных скважин разрабатываемого объекта и распределить скважины по характерным группам, которые отличаются по вкладу в общую добычу нефти. Особенно явно проявляется асимметричность распределения числа скважин по дебитам для месторождений с неоднородными коллекторами и вступивших в стадию интенсивного обводнения продукции. В дальнейшем, внутри выделившихся групп, возможен более детальный анализ перспективности назначения геолого-технического мероприятия, что значительно снижает объем детально анализируемой информации.
Разбиение на группы скважин рекомендуется проводить регулярно с месячным шагом и с учетом поступающей фактической информации. Асимметричное распределение, согласно принципу Парето, представляет собой гиперболическую зависимость, для оценки которой используются два подхода -частотный и ранговый.
На каждом шаге вычисляется сумма (в %) этих долей. Как только эта сумма достигает 100%, то это число і становится показателем Парето, а соответствующий этому рангу дебит будет пороговым дебитом нефти.
Точно такую же процедуру проделывают с данными по дебиту воды, и определяется пороговая величина дебита воды. Используя эти соотношения, проводим проверку соответствия распределения дебитов скважин по их величине по участку пласта БВ6 Поточного месторождения. Анализ по третьему блоку показывает, что 28% от общего числа скважин добывают около 72% от общего объема нефти и 64% от общего объема воды. Так в рамках общей «системы» - нефтяного пласта -выявились подсистемы, которые представляют собой группы добывающих скважин, часть из которых (причем меньшая) в основном определяют добычу пластовых флюидов, в то время1 как другая часть (значительно большая) вносит относительно скромный вклад в общую добычу. При этом для данного участка пласта имеет место соотношение Парето примерно 30/70.
Так, скважины, входящие в первую группу, наиболее перспективны для проведения на них мероприятий по регулированию отборов с учетом анализа результатов исследования взаимодействия между скважинами и тенденций в поведении пластовых флюидов. Подобные мероприятия на скважинах этой группы, как правило, дают наиболее весомые результаты.
Скважины, входящие в первую, вторую и третью группы, наиболее перспективны для проведения на них мероприятий по гидродинамическому воздействию на залежь вплоть до остановки скважин с целью повышения дебитов нефти и ограничения водоотдачи. Скважины этих групп необходимо исследовать методами дискриминант (моделями роста) на предмет определения темпов отбора нефти и воды на текущий момент и регулировать режимы работы каждой скважины.
Первая и третья группы в основном определяют добычу воды по залежи, поэтому ограничение отборов и проведение ремонтно-изоляционных работ на скважинах этой группы может дать наибольший эффект по уменьшению удельной водоотдачи. Скважины второй группы обычно редко в промысловой практике подвергаются интенсивным гидродинамическим воздействиям из-за повышенной вероятности обводнения их продукции при резком увеличении отбора и из-за значительных потерь при ограничении отбора.
