Содержание к диссертации
Введение
1. Комплексный подход к оптимизации производительности пласта 12
1.1. Существующие подходы к планированию ГТМ 13
1.2. Система управления разработкой месторождений с помощью ГТМ ... 14
1.3. Точечная оценка технологической эффективности ГТМ 21
1.4. Интегральная оценка технологической эффективности ГТМ 25
1.5. Неопределённость данных и выделение главных факторов 31
Выводы 33
2. Ранжирование элементов разработки по выработке и наличию потенциала увеличения кин и добычи нефти 35
2.1. Бизнес-процесс оптимизации заводнения 36
2.2. Формирование элементов заводнения 43
2.2.1. Выявление и ранжирование проблемных зон 43
2.2.2. Обоснование оптимального варианта воздействия 44
2.3. Расчёт технологического эффекта от поведения ГТМ 49
2.4. Выбор оптимального варианта воздействия 52
2.4.1. Контроль выполнения решений по оптимизации системы заводнения 53
2.4.2. Анализ причин отклонения результатов добычи нефти от плановых показателей 56
2.5. Пример системной работы по оптимизации системы заводнения 57
2.6. Оценка причин снижения базовой добычи по данным технологических режимов работы скважин 58
2.7. Алгоритм разделения потерь в добыче нефти по скважинам базового фонда 59
Выводы 64
3.1. Определение потенциала пласта на основе прокси-моделирования 66
3.2. Постановка задачи 68
3.2.1. Расчёт проницаемости 68
3.2.2. Расчёт давления 80
3.2.3. Расчёт насыщенности по линиям тока 81
3.3. Технико-экономическая оптимизация дизайна ГРП 89
3.3.1. Определение оптимального безразмерного индекса продуктивности 92
3.3.2. Выбор оптимальной массы проппанта для ГРП - экономическое обоснование выбора массы проппанта 96
3.4. Технико-экономическая оптимизация интенсификации добычи нефти 99
Выводы 107
4. Анализ эффективности операций ГРП 108
4.1. Факторный анализ определения причин снижения дебита после ГРП.. 108
4.1.1. Факторный анализ изменения добычи на примере новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа 109
4.1.2. Метод факторного анализа на неустановившемся режиме 109
Выводы 115
5. Примеры применеия системы комплексного подхода к оптимизации разработки пласта на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть» 117
5.1. Оптимизация доразработки Вахского месторождения 117
5.1.1. Адаптация прокси-модели 120
5.2. Оптимизация доразработки Мамонтовского месторождения 126
5.3. Оптимизация доразработки Усть-Балыкского месторождения 128
5.4. Реализация комплексной программы ГТМ 130
Выводы 132
Основные результаты и выводы 134
Список использованных источников 135
- Система управления разработкой месторождений с помощью ГТМ
- Обоснование оптимального варианта воздействия
- Метод факторного анализа на неустановившемся режиме
- Оптимизация доразработки Вахского месторождения
Введение к работе
Одной из основных задач разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является эффективное извлечение запасов - достижение максимальной продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти (КИН) пласта при минимальных капитальных вложениях и затратах на эксплуатацию скважин / 23 /. Решение задачи осложняется низким качеством и ограниченностью достоверной информации, особенно на «старых» месторождениях. При этом, как правило, решения, принятые в начале разработки при проектировании, нуждаются в оптимизации по результатам фактической работы пласта при выбранной системе разработки / 60 /. Основным инструментом повышения эффективности разработки месторождения являются геолого-технологические мероприятия (ГТМ). Только эффективное планирование ГТМ даёт возможность достижения поставленной задачи по повышению добычи нефти из залежи / 5,6,24,38,43-52,62,70-72 /.
Интерес к работам, связанным с использованием комплексного подхода к оптимизации режима работы пласта, обусловлен следующими факторами:
- сокращением «качественных» разведанных запасов и вовлечением в разработку всё более сложных объектов с трудноизвлекаемыми запасами;
- разбалансированностью системы разработки (разные системы разработки и плотности сетки скважин на одном месторождении);
- разработкой месторождений с недостаточно развитой или «старой» инфраструктурой;
- сложностью локализации остаточных запасов в активно разрабатываемых пластах;
- отсутствием низкозатратных ГТМ;
- возможностью синергетического эффекта при оптимизации каждого звена «цепочки» ГТМ.
В настоящее время очевидно, что точечный (поскважинный) подход к анализу эффективности разработки, а также оценке потенциала увеличения добычи нефти, не может обеспечить эффективное вовлечение запасов место 9 рождения в разработку и увеличить добычу нефти из пласта / 7,8,41 /. Необходим комплексный подход к оценке текущего состояния разработки различных участков месторождения на основе интеграции геолого-промысловой информации и инженерных методов расчёта и прогнозирования.
При комплексном подходе для оптимизации режима работы пласта и эффективного планирования ГТМ необходимы:
- выделение основных факторов, характеризующих недостаточно эффективную выработку месторождения и наличие потенциала увеличения добычи с использованием фактических данных эксплуатации и моделей, адекватных качеству и объёму информации;
- подготовка комплексной программы по повышению производительности, с учётом влияния на добычу и выработку пласта в целом;
- оптимизация процессов планирования и анализа эффективности ГТМ с учётом экономики и поверхностного обустройства.
Создание комплексного подхода к оптимизации разработки месторождений, учитывающего перечисленные положения, составляет содержание диссертационной работы.
Цель работы
Совершенствование комплексного подхода к повышению эффективности эксплуатации нефтяных залежей с помощью ГТМ.
Задачи исследований:
- разработка методов эффективного анализа и ранжирования проблемных и наиболее перспективных зон месторождения с точки зрения увеличения добычи нефти и КИН;
- выбор наиболее эффективных методик инженерных расчётов на каждом этапе процесса «Повышение производительности пласта с помощью ГТМ»;
- разработка алгоритмов достижения максимальной технологической и экономической эффективности основных видов ГТМ; - разработка алгоритмов факторного анализа эффективности ГТМ;
- реализация полного цикла комплексного подхода к повышению эффективности разработки на месторождениях нефти, эксплуатируемых, в частности, ОАО «НК «Роснефть».
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований, при этом использованы апробированные методики. Обработка результатов исследований осуществлялась с использованием современных математических методов и вычислительной техники.
Научная новизна
1 Разработана комплексная схема реализации ГТМ, основанная на многокритериальной оценке эффективности разработки залежи по участкам месторождений, включающая в себя, построение карт пластового давления, проницаемости, изменения поля насыщенности, учитывающая неоднородность геологического строения разрабатываемых пластов, показатели работы скважин. На основе метода узлового анализа эксплуатации скважин на неустановившемся режиме разработана аналитическая модель, позволяющая определить оптимальные показатели эксплуатации насосного оборудования.
2 Разработан алгоритм достижения максимальной технологической и экономической эффективности ГТМ с учётом технологических и геологических рисков, факторного анализа причин снижения дебита нефти базового фонда скважин и ГТМ, основанный на математических моделях, учитывающих физические процессы, происходящие в пласте при эксплуатации скважин, что позволило реализовать формальную процедуру принятия обоснованных решений в условиях «неопределённости» фактических данных. Практическая ценность
Разработанное программное обеспечение используется в ОАО «НК «Роснефть» в качестве методических указаний «Планирование и мониторинг мероприятий по оптимизации заводнения элементов разработки месторождений», «Факторный анализ причин снижения дебита новых скважин по данным технологических режимов работы скважин», стандарта компании «Планирование и анализ эффективности перевода скважины на другой горизонт».
Апробация работы
Содержание диссертации докладывалось на научно-технической конференции «Геология и разработка месторождений», г. Геленджик, 2007г.
Публикации
По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе 8 работ в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ. Структура и объём диссертации
Диссертация состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и списка использованных источников из 92 наименований. Изложена на 144 страницах машинописного текста, содержит 50 рисунков, 10 таблиц и 3 приложения.
Система управления разработкой месторождений с помощью ГТМ
В настоящее время при выборе геолого-технических мероприятий более обоснованным считается критерий максимизации суммарной накопленной добычи нефти по рассматриваемой группе скважин. В зависимости от цели, эти работы разделяются на мероприятия направленные на: - поддержание базовой добычи нефти; - интенсификацию добычи нефти; - повышение нефтеотдачи пласта. Прежде всего, выявляются скважины с недоиспользованным потенциалом добычи. Для этого по исследуемой скважине получают и анализируют: - кривую восстановления давления (КВД) или уровня (КВУ) или КПУ, КПД; - индикаторную кривую или как минимум на двух режимах определяют динамический уровень с одновременным замером дебита и устьевого давления; - характеристику вытеснения (обводнения) нефти водой; - информацию по взаимодействию скважин через пласт гидродинамическими или трассерными исследованиями. Затем для всех скважин делается прогноз добычи после оптимизации (изменения) технологического режима и проведения различных ГТМ (ГРП, зарезка бокового ствола, перфорация дополнительного интервала, разукрупнение объектов, водоизоляция, газоизоляция, интенсификация, ОПЗ, оптимизация от смены насосной установки и пр.) с помощью физико-математической или статистической модели. По результатам расчётов, обеспечивающих максимально возможную добычу скважин и с учётом затрат на конкретные мероприятия, выбирается оптимальная очерёдность использования имеющихся ресурсов. Т.е. решается задача повышения эффективности использования скважин за счёт правильного распределения существующих трудовых, финансовых и технических ресурсов. При этом основным подходом к оценке технологической эффективности различных геолого-технических мероприятий был и остаётся экстраполяци-онный. Анализ показывает, что субъективизм выбора экстраполяционной базы, объективно присущий такому подходу, в ряде случаев приводит к неоднозначной трактовке результатов. Для повышения достоверности оценки большинство нефтяных компаний создают собственные методики. Однако, как утверждают специалисты, ни одна из вновь разработанных методик не может обеспечить качественного решения этой чрезвычайно важной для нефтяной промышленности России проблемы.
Суть экстраполяционных методов оценки технологической эффективности различных геолого-технических мероприятий состоит в построении базового уровня добычи нефти. Задача решается путём экстраполяции истории и сравнения полученных прогнозных данных с фактической добычей нефти при проведении ГТМ. Очевидно, что даже небольшие ошибки в построении базового уровня добычи приводят к неадекватной интерпретации эффективности, искажённому подбору и планированию оптимальных ГТМ.
Использование постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ) для оценки эффективности ГТМ по конкретным скважинам позволяет получать более достоверные оценки. Однако построение таких моделей зачастую не представляется возможным. В первую очередь из-за отсутствия необходимых данных по этим скважинам. Дополнительным ограничением является и необходимость оценки эффективности мероприятий с длительностью эффекта в один или несколько месяцев, что является слишком частой дискретностью для ГГДМ.
Основной задачей нефтедобычи является максимизация добычи нефти и снижение затрат на эксплуатацию скважин. Достижение максимальной продуктивности скважины требует постоянного мониторинга состояния фонда добывающих скважин / 13,14,17 /. Мониторинг включает в себя сбор и хра 15 нение геолого-промысловых данных, анализ и прогноз процессов разработки месторождения, планирование ГТМ. Представленный в данной работе комплексный подход к оптимизации производительности пласта с помощью проведения геолого-технических мероприятий основан на единых принципах, применяемых ко всему фонду скважин. Данный подход предусматривает последовательное выполнение следующих бизнес-процессов: - анализ разработки, выявление проблемных зон, ранжирование ТРЭЗ; - оценка потенциала добычи нефти, моделирование дизайна ГТМ; - формирование комплексной программы ГТМ, оценка влияния на разработку залежи; - реализация ГТМ; - контроль реализации ГТМ и анализ эффективности проведённых мероприятий, который включает анализ достижения плановых показателей и анализ изменения добычи, вследствие изменения того или иного фактора (рисунок 1.1). Постоянное совершенствование каждого этапа «цепочки» ценности за счёт новых технологий и оптимизации существующих бизнес-процессов -одна из основных задач системы комплексного планирования и оптимизации ГТМ (рисунок 1.2). В отличие от существующих методов и подходов к выбору и планированию геолого-технических мероприятий, предложенная система подразумевает поиск и локализацию проблемных участков с неэффективной реализуемой системой разработки (характеризующейся низкой выработкой запасов и/или низким пластовым давлением), составление программы ГТМ, направленной на повышение продуктивности ячейки и достижение максимального КИН. При этом составляется комплекс мероприятий для получения синергетического эффекта.
Обоснование оптимального варианта воздействия
Главным результатом этапа выявления и ранжирования проблемных зон является сформированный рейтинг ячеек, позволяющий структурировать участки по всем месторождениям нефтяной компании в зависимости от их свойств, технологических параметров и потенциальных приростов добычи нефти с целью дальнейшего фокусирования на ключевых из них и дальнейшего рассмотрения для проведения геолого-технических мероприятий. Необходимо отметить, что на данном этапе происходит не только локализация приоритетных ячеек по потенциальному приросту. Проводится анализ и контроль «золотого списка» ячеек с целью более глубокого мониторинга разработки, усиления исследовательских работ и предупреждения снижения текущей добычи и потенциала по ним в будущем.
После выбора приоритетных ячеек следующим этапом является разработка оптимального варианта воздействия и составление перечня ГТМ для повышения эффективности выработки объекта. Основным результатом этапа является выбор лучшего варианта воздействия для каждого из участков и его обоснование. Могут использоваться инструменты обоснования различной степени сложности, начиная от простых аналитических расчётов, статистических анализов (использования «базы аналогов»), инструментов материального баланса и характеристик вытеснения, заканчивая 3D гидродинамическими симуляторами.
Данный этап формально можно разбить на две стадии. На первой стадии - предварительного выбора метода оптимизации разработки, учитывается максимально возможное количество определяющих параметров. Например то, что закачка в условиях наличия газовой шапки может оказаться не столь эффективной, как в ЧНЗ," применение потокоотклоняющих МУН в зонах ВНЗ менее эффективно и т.д. Увеличение закачки в совокупности с ограничением или остановкой обводнившихся скважин может оказать большее влияние на разработку, чем при проведении этих мероприятий в отдельности. Кроме того, максимально учитываются критерии применимости мероприятий для каждого из участков. Например, увеличение объёмов закачки на пласт (ввод новых нагнетательных скважин или ремонт и восстановление бездействующих или стимуляция работающих нагнетательных скважин) - основной целью имеет восстановление пластового давления с последующим увеличением забойного давления в добывающих скважинах и, как следствие, увеличение отборов продукции путём проведения на них мероприятий по интенсификации добычи нефти (ИДН). При выборе метода учитывается экономическая целесообразность мероприятий от увеличения закачки. В случае высокооб-воднённого и/или низкодебитного фонда скважин существует вероятность нецелесообразности ИДН от роста забойного давления из-за низкого прироста и неокупаемости мероприятия. Вместе с тем, рост добычи на механизированном фонде (в данном случае с ЭЦН) без ИДН возможен до определённого порога производительности скважинного оборудования (т.н. «правая зона»). Также необходимо учитывать ограничительные неокупаемые факторы, например, из-за возможностей наземной инфраструктуры, недостаточного диаметра эксплуатационной колоны добывающих скважин и др., которые будут препятствовать увеличению добычи нефти. В данном случае, при достаточно хороших недренируемых запасах, прежде всего в обводнённых участках, действенным способом может являться управление нагнетательными и добывающими скважинами, ограничение промытых зон потокоотклоняющими технологиями и другие мероприятия, целью которых является изменение фильтрационных потоков и увеличение коэффициента охвата по площади.
Для вовлечения целиков нефти применяется проведение зарезок боковых стволов. Проведение гидроразрыва.пласта на действующих нагнетательных скважинах позволяет увеличить коэффициент охвата по мощности. Подобные мероприятия позволяют поддерживать уровни добычи в рамках бизнес-плана и одновременно эффективно разрабатывать месторождения.
На следующем этапе происходит выбор оптимального варианта воздействия с учётом критериев соответствия технологий ГТМ геологическим условиям и показателям разработки участка. При этом должны быть рассмотрены различные варианты (например, при увеличении объёмов закачки, для уменьшения риска преждевременного обводнения, должны быть рассмотрены возможности перевода скважин в ППД), учтены технико-экономические параметры, проверено их соответствие требованиям ПТД. Фактически, для каждого проблемного участка осуществляется расчёт нескольких вариантов интегрированных мини-проектов. Окончательное решение принимается с учётом следующих параметров: - максимальный прирост добычи и КИН; - минимизация отношения стоимости работ к расчётному приросту от ГТМ; - минимизация технологических и геологических рисков; - максимальное увеличение темпов отбора продукции; - анализ эффективности аналогичных работ, проводившихся ранее на этом или близких по характеристикам участках; - отсутствие необоснованных нарушений требований ПТД (согласование ГТМ со стороны НИПИ). Следующим этапом является мониторинг выполнения решений по оптимизации системы заводнения. Расширенный вариант аналитической отчётности включает в себя два вида информации: - сводный - выполнение программы ППД, охват месторождений меро приятиями по ППД, компенсация приростов от ГТМ на добывающем фонде; - детализированная оценка фактического эффекта по каждому проведён ному ГТМ, направленному на повышение эффективности системы ППД. И, наконец, последний этап - анализ причин отклонения фактических показателей от плановых, подразумевает проведение достаточно традиционных процедур: - сравнение фактических и плановых производственных показателей (уровней добычи нефти, жидкости, обводнённости продукци, закачки); - факторный анализ причин отклонения фактических показателей от плановых. Факторный анализ подразумевает определение причин недостижения плановых показателей с последующей разработкой рекомендаций по исправлению сложившейся ситуации.
Метод факторного анализа на неустановившемся режиме
В настоящее время большая часть фонда нефтяных добывающих скважин работает с использованием средств механизированной добычи (ЭЦН, ШГН). Это позволяет увеличить дебиты, сократить сроки окупаемости и увеличить рентабельность разработки месторождений.
Подбор оборудования осуществляется с учётом технологических возможностей, свойств пласта и конструкции скважины. Эти ограничения определяют максимально возможный дебит добычи нефти - потенциал скважины. Не все скважины работают на потенциале, что может быть обусловлено различными причинами - отсутствием необходимого оборудования, экономической неэффективностью и т.д. Работы, связанные с увеличением дебита за счёт замены типоразмера оборудования или глубины его спуска, также являются мероприятиями по интенсификации добычи нефти (ИДН).
Существует два варианта такого рода проведения ИДН - остановка работающей скважины и проведение ИДН, а также проведение ИДН на скважине после отказа оборудования.
Выделение этих двух вариантов связано с ограниченным сроком эксплуатации оборудования. Для численной характеристики срока безотказной работы применяют такой показатель, как МРП. Значение МРП может значительно колебаться от скважины к скважине, поэтому принято пользоваться понятием среднего (по месторождению) значения. Если в первом случае, для оценки эффективности достаточно знать средний МРП и прогнозируемый : прирост, то во втором определение эффективности оказывается значительно сложнее. Это связано с тем, что появляются дополнительные расходы, свя 100 занные с простоем скважины и «недополученной» нефтью. В таком случае необходим комплексный подход, который позволяет оценить экономическую эффективность ИДН. Для оценки экономической эффективности необходимо знать, помимо чисто экономических показателей, таких как стоимость т нефти, затрат на проведение ИДН и др., технические параметры эффективности - планируемый прирост дебита и его изменение во времени, а также необходимые компенсационные мероприятия. Исходя из этих положений, планирование ИДН можно разбить на 4 основных этапа: 1. Расчёт потенциального дебита после проведения мероприятия. 2. Определение динамики изменения прироста дебита во времени. 3. Расчёт компенсационных мероприятий по окружению скважины. 4. Определение основных экономических критериев и методов их расчёта. Расчёт потенциального дебита сводится к определению минимально допустимого забойного давления. Например известно, что устойчивая работа ЭЦН определяется количеством свободного газа, поступающего на вход насоса. Для упрощения экономических расчётов и уменьшения количества входных данных рассматривается «разностный» проект - с проведением ИДН и без него. Поэтому для расчётов используется значение прироста дебита нефти, определяемого как разница между остановочным дебитом и дебитом после ИДН. Изменение прироста дебита во времени можно определить, используя численное моделирование или статистические данные / 89 /. Моделирование требует больших затрат человеческого и машинного времени, что нецелесообразно при планировании из-за большого фонда скважин. Наиболее простым является подход, основанный на анализе данных по работе скважин. В этом случае изменение дебита можно аппроксимировать с помощью различных аналитических функций. На практике обычно применяют степенной, 101 экспоненциальный, линейный или параболический законы. Коэффициенты в этих уравнениях определяются по промысловым данным с помощью метода наименьших квадратов. Так как характер изменения дебита до и после ИДН может быть различным, в каждом отдельном случае необходимо строить отдельный прогноз. Увеличение отборов нефти, которое является главным результатом ИДН, приводит к изменению фильтрационных потоков и давления в пласте. Для поддержания дебитов скважины-кандидата и её окружения, необходимо планирование компенсационных мероприятий по системе ППД. Эти мероприятия связаны с дополнительными расходами, что необходимо учитывать при расчёте экономической эффективности мероприятий. Экономическая часть планирования ИДН Отбор и ранжирование скважин-кандидатов при планировании ИДН осуществляется на основе экономических критериев. При отборе скважин-кандидатов нами были использованы два показателя: - IRR (internal rate of return, внутренняя норма рентабельности); - DBP (discounted payback period, дисконтированный срок возврата капитала). Для ранжирования отобранных скважин-кандидатов можно использовать NPV (net present value, чистый дисконтированный доход). Определение IRR и DBP связано с NPV, поэтому, вначале рассмотрен расчёт NPV /76,78 /. По определению NPV это разность между доходами и расходами, рассчитанная для потока платежей путём приведения затрат и поступлений к одному времени (месяц, квартал, год). Для удобства анализировали разницу NPV между одинаковыми скважинами, на одной из которых были проведены мероприятия по ИДН.
Оптимизация доразработки Вахского месторождения
Производительность новой скважины связана с нестационарными процессами при выходе скважины на установившийся режим. Время неустановившегося режима пропорционально проницаемости пласта:
В соответствии с уравнением 4.1, для низкопроницаемых коллекторов (1-10 мД) характерно длительное время выхода на установившийся режим (30 - 120 сут) эксплуатации скважин. При этом, в связи с распространением фронта возмущения давления в пласте, дебит скважины и забойное давление на неустановившемся режиме монотонно снижаются. Данные «потери» в суточной добыче являются невосполнимыми. Поэтому при проведении факторного анализа новых скважин важным является выделить неустановившийся режим и определить обусловленное им снижение дебита жидкости.
Построение методики факторного анализа изменения добычи нефти во время неустановившегося режима предполагает, прежде всего, моделирование системы «пласт-скважина» на неустановившемся режиме. Наиболее эффективным методом моделирования системы, состоящей из двух элементов (скважина - пласт) является узловой анализ / 67 /. Такой подход основывается на описании каждого элемента (скважина и пласт) уравнением вида:
Рабочая точка системы «пласт-скважина» является решением системы уравнений. На графике метод узлового анализа отображается в виде пересечения кривой производительности скважины с кривой продуктивности пласта. Вид кривой производительности скважины определяется её геометрическими характеристиками, способом механизированной добычи и текущими показателями эксплуатации - дебитом, газовым фактором и др. В случае добычи при помощи ЭЦН, характеристика скважины является суперпозицией характеристики труб и напорной характеристики насоса. Характерные кривые для одной и той же скважины с двумя различными типоразмерами ЭЦН приведены на рисунке 4.1. Для моделирования производительности пласта на неустановившемся режиме использовался подход, описанный в работе / 80 /, основанный на расширении метода узлового анализа на нестационарный случай. Предполагается, что кривая производительности скважины остаётся постоянной, в то время как наклон кривой производительности пласта уменьшается, отражая распространение фронта возмущения давления к границам пласта (рисунок 4.2).
Пересечение кривых в каждый момент времени даёт текущее значение забойного давления и дебита скважины. При этом коэффициент продуктивности в каждый момент времени приближённо можно выразить формулой (в ед. СИ):
Отметим, что, несмотря на то, что предложенный подход является приближённым, в работе / 91 / было показано, что он имеет широкие границы применимости.
Исходя из предложенной модели, давление и дебит (которые являются решением системы уравнений типа 4.2) должны монотонно снижаться. Прогноз такого снижения можно сделать, используя параметры пласта и скважины. Однако на практике, расчётное изменение дебита не всегда подтверждается фактическим, что обусловлено ошибками в оценке параметров пласта и скважины, заложенных в расчёт (прогнозная динамическая кривая продуктивности - рисунок Для разработки методики факторного анализа было сделано несколько предположений. Во-первых, принято, что до момента достижения возмущением давления границ пласта, дебит скважины не зависит от изменения давления на контуре питания. Во-вторых, характерное время неустановившегося режима составляет несколько месяцев. Данный промежуток времени является достаточным для изменения характеристик оборудования, но свойства пласта за такой период времени не могут измениться достаточно сильно. В связи с этим принимали, что проницаемость и скин-фактор скважины на неустановившемся режиме остаются постоянными. Следовательно, в данных предположениях отличие фактической кривой изменения дебита от прогнозной может быть обусловлено двумя факторами - некорректностью параметров, заложенных в расчёт, и изменением характеристик оборудования.
Первым шагом реализации предлагаемой методики факторного анализа является приведение расчётного изменения дебита к фактическому при помощи оценки действительных значений параметров пласта. Данная процедура подробно описана в работе / 80 /. Результатом её применения является корректировка параметров пласта. При этом фактические значения дебитов должны совпасть с расчётными (динамическая кривая продуктивности, построенная по уточнённым параметрам - рисунок 4.3). Изменение или некорректность параметров оборудования выражаются в отличии прогнозной кривой производительности скважины от кривой, образуемой фактическими точками на диаграмме (Q,P).
Предложенная методика была реализована в виде алгоритма для проведения факторного анализа изменения добычи ряда новых скважин месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз». Анализ проводился с целью разработки и проведения мероприятий, направленных на оптимизацию режимов работы фонда скважин. Совместно с факторным анализом скважин базового фонда (который широко распространён и не рассматривется в данной работе), данная процедура помогает выявить.причины отклонений дебита жидкости и нефти от расчётных значений и от «запускного» значения. Причинами изменения дебита нефти на установившемся режиме, кроме технологических причин, могут служить изменения пластового давления, ФЕС призабойной зоны пласта и обводнённости. В соответствии с выявленными причинами, разрабатываются и проводятся соответствующие мероприятия - проведение обработки ПЗП, перевод окружающих скважин в ППД, интенсификация добычи и т.д. Данные мероприятия проводятся ежемесячно. В качестве примера ниже приведён анализ эксплуатации ряда скважин Приобского месторождения.
Так скв. № 6085 была введена в эксплуатацию в октябре 2007 г. (рисунок 4.4). Расчётная длительность неустановившегося режима составляла 85 сут. Снижение дебита жидкости и нефти до достижения этого момента было обусловлено неустановившимся режимом. После достижения псевдо-установившегося режима работы, снижение дебита скважины продолжалось, что могло быть результатом снижения пластового давления, либо ухудшением характеристик ПЗП. Детальный анализ показал, что в данной зоне наблюдалось снижение пластового давления. В качестве мероприятия по восстановлению дебита, соседняя скважина была переведена в ППД. При этом прирост добычи нефти составил 50 т/сут.
