Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор и выбор методик оценки эффективности геолого-технологических меропириятий 11
1.1 Выбор методики оценки эффективности применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов 11
1.2 Отбор множества ГТМ из «Классификатора видов работ» ОАО «Татнефть», эффективность которых можно оценить используя гидродинамическую модель 22
1.3 Принципы расчета прогнозных оценок проведения ГТМ 26
2 Основные аспекты построения трехмерной геолого-технологический модели нефтяного резервуара 30
2.1 Построение геологической модели 30'
2.2 Построение гидродинамической модели 45
2.3 Выявление зон остаточных запасов нефти, оценка выработки пластов на текущем этапе разработки нефтяного месторождения 52
2.4 Выделение гидродинамически несвязанных участков объекта разработки на момент проведения мероприятий 56
3 Оценка эффективности применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения пластов. обоснование наиболее эффективной системы воздействия . 61
3.1 Структура текущих запасов по данным ЗД модели 61
3.2 Анализ эффективности вариантов разработки перспективных участков гидродинамическими методами 64
3.3 Оценка эффективности ГТМ при проектировании разработки нефтяных месторождений 71
3.4 Использование ЗД моделей для анализа эффективности методов увеличения нефтеизвлечения 74
4 Разделение эффектов от мероприятий и определение зон влияния скважин 90
4.1 Разделение эффектов на основе на основе ЗД геологогидродинамической модели 90
4.2 Определение зон влияния мероприятий по скважинам 95
Заключение.. 102
Список использованных источников 104
- Выбор методики оценки эффективности применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов
- Выявление зон остаточных запасов нефти, оценка выработки пластов на текущем этапе разработки нефтяного месторождения
- Анализ эффективности вариантов разработки перспективных участков гидродинамическими методами
- Разделение эффектов на основе на основе ЗД геологогидродинамической модели
Введение к работе
В настоящее время структура сырьевой базы такова, что крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки и применение традиционных технологий по вовлечению невыработанных запасов может быть экономически нецелесообразным. Вследствие чего значительные объемы запасов окажутся не вовлеченными в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, содержащимся в застойных зонах не дренируемых существующей сеткой скважин.
В структуре остаточных извлекаемых запасов нефти в Республике Татарстан активные извлекаемые запасы составляют 20,4%. Трудно извлекаемые — 79,6%, в том числе на высоковязкие приходится 39,5%, в малопроницаемых коллекторах - 20,4%. В водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 19,5% (Галеев Р.Г. [1], Хисамов Р.С. [2, 3]).
Эффективность разработки нефтяных месторождений, наряду с геолого-физической характеристикой пластов, определяется и системой размещения скважин, и методами воздействия. В прерывистых и неоднородных по коллекторским свойствам пластах полнота вытеснения нефти достигается путем создания в реализуемой системе разработки геометрии потоков, адекватной геологическому строению. Однако, возможности гидродинамических методов воздействия на пласт в целях повышения нефтеизвлечения и, в целом, для повышения технико-экономической эффективности разработки, ограничены.
Одним из наиболее рациональных направлений улучшения выработки трудноизвлекаемых запасов является переход на принципиально новые системы разработки месторождений с временным применением гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения, которые, обеспечивают эффективное дренирование и являются
перспективными методами не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеизвлечения пластов.
Мировой и отечественный опыт применения методов увеличения нефтеизвлечения показывает, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в некоторых случаях - перевести забалансовые запасы нефти в балансовые.
В настоящее время еще не исследованы многие вопросы, связанные с полнотой нефтеизвлечения при разработке месторождения с применением гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения, с выбором рациональных систем и режимов разработки. Отсутствуют адекватные геолого-гидродинамические модели, позволяющие моделировать системы разработки с применением методов увеличения нефтеизвлечения.
Настоящая диссертационная работа посвящена решению указанных задач путем математического моделирования гидродинамических процессов в пласте при его разработке с применением методов увеличения нефтеизвлечения.
АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ.
Оценка промышленных запасов нефти по основным месторождениям Татарстана показывает, что в разрабатываемых месторождениях все более возрастает доля трудноизвлекаемых запасов. Для стабилизации добычи нефти проводятся мероприятия по стимуляции скважин и повышению нефтеизвлечения пластов. При этом в большинстве случаев мероприятия различного вида проводятся одновременно. Для эффективной разработки месторождений с использованием методов увеличения нефтеизвлечения необходимо учитывать как суммарный эффект от проводимых мероприятий по всему участку воздействия, так и вклад в добычу каждого мероприятия в отдельности. Кроме того, необходимо учитывать взаимовлияние проводимых
мероприятий, возможный синергетический эффект которых невозможно учесть традиционными методиками оценки эффективности.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ.
Исследование и совершенствование методик расчета эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ) при одновременном их проведении на основе геолого-гидродинамической модели месторождения нефти.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ:
выделение гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и выделение зон влияния проводимых мероприятий;
оценка эффективности применения гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения пластов;
подбор наиболее эффективных геолого-технологических мероприятий.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.
Основным инструментом исследований является математическое моделирование процессов движения флюидов в пласте на основе законов механики сплошных сред. Появление быстродействующей вычислительной техники и сервисных вычислительных программ, реализующих гидродинамические модели вытеснения, создало реальную возможность развития математического моделирования разработки с использованием методов увеличения нефтеизвлечения пластов. Такие модели позволяют выполнить гидродинамические расчеты с использованием всей имеющейся исходной геолого-промысловой информации о продуктивных пластах и насыщающих их флюидах. Важной особенностью трехмерных моделей является возможность учитывать факторы, определяющие сложную картину течения жидкости, такие, как многопластовый характер эксплуатационного объекта, зональную и слоистую неоднородность пластов, интерференцию
скважин, характер перемещения пластовых флюидов при различных режимах работы скважин и залежей нефти.
НАУЧНАЯ НОВИЗНА ВЫПОЛНЯЕМОЙ РАБОТЫ.
Основные научные результаты, полученные автором, заключаются в следующем:.
Произведено группирование геолого-технологических мероприятий с учетом особенностей их механизма воздействия на продуктивный пласт.
Установлена зависимость выработки и распределения остаточной нефтенасыщенной толщины от глинистости продуктивных пластов.
Установлена зависимость распределения гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий от глинистости и остаточных нефтенасыщенных толщин.
Установлена зависимость суммарного и раздельного эффекта от гидродинамического воздействия на продуктивный пласт нефтяного месторождения.
ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ.
Трехмерная геолого-гидродинамическая модель с оценкой выработки пластов и выявлением зон остаточных запасов нефти при проведении геолого-технологических мероприятий.
Определение гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и зон влияния проводимых мероприятий.
Метод оценки эффективности геолого-технологических мероприятий при одновременном применении гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения пластов.
ДОСТОВЕРНОСТЬ.
Рассматриваемые в диссертации задачи и проблемы исследованы и решены с позиций современной гидродинамики, с использованием методов численного анализа.
Практическая пригодность методик устанавливалась на основе многочисленных математических экспериментов и сравнения с промысловыми данными. Справедливость алгоритмов совместного решения задачи оценки эффекта одновременного воздействия на пласт гидродинамическими и третичными методами доказана на основе сопоставления результатов расчетов с технико-экономическими показателями, полученными в процессе разработки нефтяного месторождения.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ:
Предложен метод определения выработки пластов нефтяного месторождения с использованием трехмерной геолого-гидродинамической модели на основе оценки остаточной нефтенасыщенной толщины.
Разработан метод выделения гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и выделения участков воздействия проводимых мероприятий.
Создан метод оценки суммарного и раздельного эффекта от применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения пластов при одновременном их проведении.
На основе созданных методик разработаны: 1) технологии картопостроения выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, зон влияния геолого-технологических мероприятий; 2) компьютерные программы оценки эффективности мероприятий при их одновременном проведении, которые включены в стандартную технологию составления
проектной документации на разработку нефтяных месторождений в институте ТатНИПИнефть.
СТЕПЕНЬ ВНЕДРЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ:
Основные рекомендации, полученные по результатам математического моделирования, использованы в технологической схеме разработки (TCP) Чеканского (2001 г.), Сарапалинского месторождения (2003 г.), технико-экономическом обосновании бурения скважин под санитарную зону на Альметевской площади Ромашкинского месторождения (2003 г.), опытное применение технологий методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) на участке 2-го блока Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения (2004г.).
В работах произведен расчет показателей разработки с одновременным внедрением различных мероприятий.
АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ.
Основные результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции: «Прогрессивные технологии поисков, разведки, доразведки и контроля за разработкой- нефтяных месторождений. Нетрадиционные направления» (п. Джалиль, 11 апреля 2000 г.), научно-практической конференции «Новые идеи в поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений», посвященной 300-летию Горно-геологической службы России и 50-летию ОАО «Татнефть» (г. Казань, 5-8 сентября 2000 т.), республиканской молодежной; научно-практической конференции «Мы геологи XXI века» (г. Казань, 29 марта 2001 г.), научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения», посвященной 10-летию Академии Наук РТ (г. Казань, 28-30 ноября 2001 г.),.технической ярмарке «Ярмарка идей ОАО Татнефть» (г. Альметевск, 30 ноября 2001 г.), республиканской молодежной научно-практической конференции «Мы геологи XXI века» (г. Казань, 20 мая 2002 г.), 12-й Европейском симпозиуме
EAGE «Повышения нефтеотдачи пластов» (г. Казань, 08-10 сентября 2003 г.), «Московском форуме информационных технологий компании Landmark» (г. Москва, 16-18 сентября 2003 г.), научно-практическом семинаре журнала «Нефтяное хозяйство» «Использование информационных технологий при разработке месторождений» (р.п. Карабаш, 18-19 августа 2004 г.), IV открытой молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», (р.п. Джалиль, 24-25 сентября 2004 г.).
СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ.
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 116 страниц машинописного текста, 52 рисунка, 5 таблиц, 110 библиографических ссылок, в том числе 6 иностранных источников.
Автор выражает благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю Абдулмазитову Р.Г., а также глубокую признательность сотрудникам института «ТатНИПИнефть» Фазлыеву Р.Т., Рамазанову Р.Г., Низаеву Р.Х, Хакимзянову И.Н., Бакирову И.М., Насыбуллину А.В., Латифуллину Ф.М. за обсуждение и ценные советы при работе над диссертацией.
Выбор методики оценки эффективности применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов
В силу экономической независимости современной нефтяной компании правильный учет и планирование затрат на добычу нефти является решающим фактором в эффективности ее хозяйственной деятельности. Для осуществления этого необходимо получение технологической оценки от проведения мероприятия. Все изменения" текущей технологии извлечения нефти из пласта в дальнейшем будем называть мероприятиями.
В настоящее время технология извлечения нефти в компании «Татнефть» располагает достаточно большим набором мероприятий, которые перечислены в регламентном документе «Классификатор видов работ» [4]. Эти мероприятия условно можно разделить на две группы. Первая группа содержит мероприятия, необходимые для поддержания добычи нефти на рассматриваемый год, определяемые либо проектными показателями, либо планом предыдущего года. Вторая группа содержит мероприятия, интенсифицирующие добычу нефти, которые позволяют либо увеличить добычу нефти, либо уменьшить темп падения добычи предыдущего года. В свою очередь технологические оценки мероприятий можно разделить на технологические оценки «по факту» и «планируемые». Как следует из самого названия, первые оценки начинаются с момента проведения мероприятия в предположении, что имеется фактическая информация о технологических показателях реальной разработки. Вторые оценки должны быть получены как плановые в естественном предположении, что фактической информации о технологических показателях разработки нет. Отметим наиболее полное методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов среди опубликованных методик РД. 153-39.1-004-96 [5], монографии Муслимова Р.Х. [6, 7], направлены на получение оценок «по факту». Все эти методики основаны на получении так называемых базовых зависимостей, использующих фактические данные из истории разработки. Базовые зависимости можно разбить на две группы. Первую составляют зависимости, полученные на основе кривых падения, [8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19]. Кривые падения это фактические зависимости от времени QH(t) — добыча нефти, Qxcft) - добыча жидкости, F(t) - обводненность жидкости. Вторую группу составляют зависимости, полученные на основе кривых вытеснения Qui = Ф( 2ж) где Q„r(t)- фактическая суммарная добыча нефти, Q t) -фактическая суммарная добыча жидкости. Здесь суммарная величина предполагает интегрирование по времени. Все указанные кривые берутся по каждой добывающей скважине. Базовые кривые получаются из перечисленных выше функций путем аппроксимации их в заданном классе функций. Как правило, классы функций задаются с точностью до 2-КЗ постоянных, которые определяются использованием метода наименьших квадратов.
Базовые зависимости позволяют продолжить, экстраполировать кривые падения или кривые вытеснения при f tM, где tM - время проведения очередного мероприятия.
Приведенные методики обладают двумя следующими недостатками:
1. Невозможно учесть интерференцию скважин. Это приводит к большим трудностям при разделении эффектов от проведения одновременных мероприятий.
2. Методику нельзя применять для оценки планируемых мероприятий.
Поэтому для учета интерференции скважин и планируемых мероприятий предлагается использование гидродинамической модели течения нефти и воды в пористой среде нефтяного резервуара. Для этого необходимо связать множество мероприятий из «Классификатора вида работ» с необходимыми граничными условиями и параметрами в гидродинамической модели и на основе проведенного анализа выбрать мероприятия, эффективность которых целесообразно оценивать с помощью модели.
Выпишем математические модели, которые предполагается использовать для оценки эффективности мероприятий [20, 21, 22].
Модель трехфазного изотермического течения жидкости и газа (модель нелетучей нефти, или черной нефти) успешно используется при решении вопросов разработки месторождений при различных режимах эксплуатации.
В модели нелетучей нефти предполагается наличие трех фаз (нефть -вода - газ). Вода и нефть не смешиваются и не обмениваются массами. Газ предполагается растворимым в воде и нефти, т.е. вода и нефть состоят из двух компонентов, соответственно, вода — растворенный газ и нефть -растворенный газ.
Модель нелетучей нефти базируется на уравнении неразрывности или сохранения массы флюидов и уравнении движения (закон Дарси), которым описывается скорость течения для каждого из флюидов.
Закон Дарси устанавливает зависимость между скоростью движения и градиентом давления для каждой фазы.
Закон Дарси распространяется только на ньютоновские жидкости, когда высокоскоростные к низкоскоростные эффекты достаточно малы.
Предполагается, что при изотермическом течении флюиды в пласте находятся при постоянной температуре и в состоянии термодинамического равновесия. В этом случае зависимости PVT (давление - объем -температура) представлены как функции зависимости объемных коэффициентов от давления:
Выявление зон остаточных запасов нефти, оценка выработки пластов на текущем этапе разработки нефтяного месторождения
Решение проблемы доразработки объектов нефтяных месторождений во многом определяется достоверностью определения местоположения и структуры остаточных запасов нефти с целью обоснования программы комплексных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) и прогнозирования технологических показателей эксплуатации.
Одним из возможных путей решения задачи определения местоположения остаточных запасов наряду с анализом данных промыслово-геофизических исследований скважин является использование детальной гидродинамической модели.
При построении гидродинамической модели происходит взвешивание параметров, что лишает нас возможности наблюдать процесс изменения нефтенасыщенных толщин. Однако, известно, что при вытеснении нефти водой в некоторых коллекторах в результате действия капилярно-гравитационных сил промывается нижняя часть пласта, нефть же остается в купольной части. То есть, нефтенасыщенность в купольной части пласта не меняется, а в нижней части пласта снижается до значения связанной нефти. При планировании различных ГТМ необходимо знать текущую нефтенасыщенную толщину. Поэтому нами предлагается следующая методика расчета текущей нефтенасыщенной толщины для построения соответствующих карт. Рассмотрим весь этот процесс с самого начала, краткая иллюстрация которого представлена на рисунке 12. Для взвешивания параметров по толщине пласта используется следующая формула:
Рисунок 12 - Начальное распределение нефтенасыщенности в пласте Если принять предположение, что нефтенасыщенность в нефтяной части пласта не меняется, а происходит просто уменьшение уровня нефти по мере вытеснения, то нефтяная часть пласта может обводниться максимум до остаточной связанной нефтенасыщенности SOc. На любой момент времени, отличный от начального, получим распределение нефтенасыщенности, представленное на рисунке 13. Это состояние может быть выражено следующей формулой:
SO?hn = SOHhT + SOchc, (2)
где SO — взвешенная по продуктивной толщине текущая
нефтенасыщенность,
SOc — связанная нефтенасыщенность в нефтяной части пласта, hj — текущая толщина пласта насыщенного подвижной нефтью,
Рисунок 13 - Текущее распределение нефтенасыщенности в пласте В полученной зависимости имеется две неизвестные переменные, одна из которых искомая текущая подвижная нефтенасыщенная толщина hr и текущая связанная нефтенасыщенная толщина hc. Для решения уравнения необходима еще одна зависимость, которую получим из нефтенасыщенных толщин:
Для построения карт выработки воспользуемся картами начальной и текущей нефтенасыщенности. Определим выработку как долю текущих нефтенасыщенных толщин от начальных. Расчет будем производить по формуле:
В невыработанных зонах получим значения, близкие к 1, в выработанных - близкое к 0.
Построенные карты выработки и остаточных нефтенасыщенных толщин при составлении программы ГТМ послужили основой для адресной направленности мероприятий на зоны наибольшей концентрации остаточных запасов нефти. Результатом комплексного изучения геологического строения и анализа выработки запасов нефти должна явиться программа ГТМ, предназначенная для достижения рентабельных показателей добычи нефти по значительной части пробуренного фонда скважин и создания благоприятных предпосылок для наращивания добычи нефти и достижения проектного коэффициента извлечения нефти.
В последнее время детализации постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных месторождений на основе изучения литологии и минералогии пород-коллекторов и фациального анализа придается большое значение.
Вместе с тем, на разрабатываемых месторождениях нефти количество разрезов продуктивных пластов, охарактеризованных керном, мало и явно недостаточно для установления литотипов-коллекторов и их изменчивости по разрезу и площади залежи. Альтернативой керновым данным в такой ситуации является метод электрометрической геологии, который по форме каротажных кривых (самопроизвольной поляризации и гамма-каротажа) позволяет провести типизацию разрезов по фациальному признаку и трассировании зоны развития пород-коллекторов какой-либо одной фациальной принадлежности по латерали с примерно сходными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Что было предложено исследователями Зариповым О.Г., Архиповым С.В., Соничым В.П., Косом И.М. [79] и рассматривалось автором совместно с Абдулмазитовым Р.Г. [80].
Анализ эффективности вариантов разработки перспективных участков гидродинамическими методами
Использование ЗД модели для анализа эффективности перспективных участков позволяет получить количественную оценку эффективности мероприятий [93, 94].
Для оценки плановых мероприятий по вовлечению невыработанных запасов представлен сравнительный анализ некоторых прогнозных вариантов доразработки участка 4 блока Ташлиярской площади, основанный на гидродинамической модели данного участка, построенной в программном комплексе Лэндмарк.
Приведем краткое описание модели. Исследуемый участок расположен на севере Ташлиярской площади, состоит из 74 скважин, 6 пластов и имеет 29 - летнюю историю разработки. В модели участок разбит на 10 слоев по вертикали, по горизонтали покрыт разностной сеткой размерностью 33x64. Границы участка приняты непроницаемыми, в зонах слияния пластов имеются вертикальные перетоки. Нефтеносным является только пласт «Д1А», который разбит в модели на 4 слоя, оставшиеся пласты содержат воду. Расчету прогнозных вариантов предшествовало моделирование истории разработки участка и адаптация модели. При этом в качестве моделирующих параметров на добывающих скважинах задавался дебит жидкости, на нагнетательных скважинах - приемистость. Расчет проводился по полностью неявной схеме. В результате расчета было получено состояние модели на 01.01.2000 г, с которого можно осуществлять прогнозы разработки. На рисунке 18 представлена расчетная сетка, с указанием линии разреза, по которому проведем анализ вытеснения нефти из пласта. На рисунках 19 и 21 представлено поле распределения нефтенасыщенности на 01.01.2000 г, из которого видно, что в пласте «Д1А» осталась довольно обширная зона с нефтенасыщенностью более 0,7 д.ед. На 01.01.2000 получены следующие показатели: дебит нефти - 354 мЗ/сут, дебит воды -1520 мЗ/сут, приемистость воды - 864 мЗ/сут, накопленная добыча нефти -10789 тыс. мЗ, накопленная добыча воды - 11378 тыс. мЗ, накопленная закачка воды - 11955 тыс. мЗ, КИН - 53 %., обводненность - 0,8 д.ед. прогноза технологических показателей разработки, причем при их сравнении контролировались показатели для участка в целом. Во всех трех вариантах не предполагается бурение новых скважин, используется старый фонд, меняется только статус скважин. Сравнить показатели разработки можно на рисунок 20-27. Базовый вариант прогноза заключается в том, что скважины продолжают работать в тех режимах, в которых они находились на 01.01.2000 г. Определяются забойные давления добывающих и нагнетательных скважин, которые фиксируются на весь период прогноза и рассчитываются дебиты. Как видно из рисунка 22, на 01.01.2015 осталась зона малой толщины с невыработанными запасами. Это объясняется падением пластового давления в северной части участка, а в результате этого недостаточной депрессией для выработки всех запасов.
Первый вариант разработки базируется на тех же режимах работы скважин, что и базовый вариант, но дополнительно переводятся под закачку 9 скважин из неработающего и добывающего фондов. Номера скважин, переведенных под закачку следующие: 7862, 7903, 7902, 7901, 9700, образующие новый нагнетательный ряд, 7865, 7914, 7920, 7596, расположенные по границе участка. Включение дополнительных нагнетательных скважин позволяет поддержать пластовое давление и отбирать большее количество нефти в течении 12 лет от начала прогноза. В дальнейшем произошло уменьшение отборов нефти с последующим увеличением отборов воды. Этот вариант разработки характеризуется большими объемами закачки. Распределение нефтенасыщенности на 01.01.2015 представлено на рисунках 23.
Второй вариант прогноза основан на том, что при включении нагнетательных скважин в первом варианте происходит быстрое обводнение продукции и несоразмерно большие затраты на систему поддержания пластового давления. Для прогноза переводим под закачку только скважины: 7865, 7914, 7920, 7596, расположенные по границе участка. Как видно из рисунка 24, это не дало существенного улучшения отбора нефти по сравнению с базовым вариантом, хотя и была использована новая система ппд. Ниже в таблице 2 приведена сравнительная характеристика показателей разработки на 01.01.2015. Из таблицы видно, что первый вариант разработки предпочтительнее базового и второго вариантов, поскольку накопленная добыча нефти, а значит и КИН больше. Тот же вывод можно сделать при анализе графиков на рисунках 25 - 27, из которых видно, что на протяжении всего периода прогноза дебит нефти в первом варианте больше чем в первом и втором вариантам.
Разделение эффектов на основе на основе ЗД геологогидродинамической модели
На основе ЗД модели можно произвести множество анализов и произвести оптимизацию процесса разработки. Как один из вариантов предлагается на основе ЗД модели производить разделение эффектов от проводимых мероприятий для дальнейшей оптимизации процесса разработки [109], [110].
Основой анализа является сопоставительный анализ влияния и взаимодействия проведенных ГТМ на опытном участке. Для того, чтобы грамотно и рационально планировать проведение различных технологий повышения нефтеизвлечения применительно к различным геологическим условиям и способам эксплуатации нефтяной залежи, необходимо иметь прогноз работы скважин и участков на перспективу. Необходимо знать рентабельность проводимых операций, технологического и экономического эффекта, основываясь на динамике изменения потребительского спроса нефтепродуктов. Одним из основных вариантов прогнозирования и оперативного анализа являются расчеты, основанные на ЗД геологического и гидродинамического моделирования месторождений.
На основе полученных моделей, мы можем решить задачу оптимизации прогнозируемых дебитов нефти. Для этого возьмем модель нефтяного месторождения и оценим эффективность уже проведенных ГТМ (геолого-технологических мероприятий), для возможности оценки дальнейшей стратегии развития разработки. Основные геолого-технологические мероприятия по увеличения нефтедобычи это:
бурение новых скважин;
перевод добывающих скважин под закачку;
изменение интервалов перфорации; ликвидация скважин (остановка);
бурение БС и БГС;
перевод скважин с других горизонтов.
Для оценки эффективности проводимых ГТМ произведем анализ по разделению эффектов. В начале рассчитаем вариант без мероприятий, все скважины продолжают работать в том режиме, в котором работали на момент начала прогноза.
Для расчетов возьмем модель участка 2 блока Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, где имеется 70 скважин, история разработки составляет 30 лет. Базовой вариант без мероприятий (без ГТМ) рассчитаем на 10 лет разработки, и сравним с имеющейся историей, рисунок 41. Из полученных результатов видно, что благодаря мероприятиям получено снижение обводненности продукции и прирост добычи нефти.
Рассмотрим изменение отборов нефти за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. В рассматриваемом интервале времени с 1990 по 2000 год было введено из бурения 12 скважин, первые 7 введены в 1995 и еще 5 в 1996 году. Для оценки эффекта от мероприятия произведем расчет модели, без ввода новых скважин, рисунок 42 и 43.
Одним из мероприятий увеличения нефтеизвлечения является перевод добывающих малодебитных скважин с выработанными запасами под нагнетание. В исследуемом интервале времени было переведено по нагнетание 4 скважины, первые 2 введены в 1991 и еще 2 в 1992 году. Для оценки эффекта от мероприятия произведем расчет модели, где эти скважины будут и дальше работать в режиме добычи нефти. В результате произошло увеличение отборов нефти, рисунки 42 и 43.
Далее рассмотрим увеличение отборов нефти за счет изменения интервалов перфорации. В рассматриваемом интервале времени были изменены интервалы перфорации на 3 скважинах в 1991 году. Для оценки эффекта от мероприятия произведем расчет модели, где интервал перфорации останется прежним. Результатом явилось увеличение отборов нефти, рисунки 42 и 43.
Однако для оценки эффективности нам придется разделить полученный эффект по мероприятиям на количество скважин, при этом получим дополнительную добычу в расчете на одну скважину, рисунок 44 и 45.
Представленная графика наглядно показывает эффективность проведенных мероприятий. На основании полученных расчетов можно сделать выводы об эффективности проведенных мероприятий. Наиболее эффективными оказались мероприятия по переводу нагнетательных скважин под закачку и изменение интервалов перфорации. Это объясняется тем, что данные мероприятия кроме прямого имеют псевдо эффект, который получен от других скважин, среагировавших на данные мероприятия. Детальный анализ модели месторождения позволяет оценить эффект от уже проведённых мероприятий и планировать дальнейшие мероприятия на основе ретроспективных данных. Геологические и гидродинамические модели открывают широкие возможности для проектирования разработки залежей нефти. На основе данных, полученных в результате гидродинамических расчетов, можно провести анализ экономической эффективности мероприятий с учетом рыночной стоимости нефти. На основе модели можно не только оценить эффективность проведенных мероприятий, но и провести прогноз на перспективу.
