Oil-Info.ru
 Информационный сайт инженеров нефти и газа
Новые пользователи
3339 зарегистрировано
0 сегодня
0 за неделю
0 за месяц
 
  18.11.2017 Главная arrow Библиотека arrow Разработка arrow МЕТОД ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ.
 
 
Главное меню
Главная
Каталог
Библиотека
Ссылки
Форум
Обратная связь
Карта сайта
Поиск
Раздeлы
Бурение
Разработка
Добыча
Нефтеотдача
Трубопроводы
Экономика
Другое
Гидравлические расчеты
Нефтесбор
Водоводы
Наши друзья
НИИ «СибГеоТех»
Специалисты
Авторизация
Рейтинг@Mail.ru

МЕТОД ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ.

Версия для печати Отправить на e-mail
Написал НИИ "СибГеоТех"   
07.09.2004

Для прогнозирования уровня добычи нефти, добычи жидкости, темпа обводнения, подвижных запасов, извлекаемых запасов (при заданной обводненности) и других технологических показателей разработки продуктивных пластов (модель пласта) по группе скважин (взаимодействующих через пласт) или для отдельной (конкретной или осредненной для рассматриваемой группы) действующей добывающей скважины (модель участа пласта дренируемого скважиной) на практике часто используют характеристику вытеснения (характеристика заводнения, кривая обводнения) – зависимость накопленной добычи нефти ΣQн от накопленной добычи жидкости ΣQж.

Для описания характеристики вытеснения существует множество различных аппроксимаций. В наиболее общем виде ее можно представить:

ΣQн = Аj + Вj · ln(ΣQж) +Сj · (ΣQж)^Dj

где: Аj, Вj, Сj, Dj – коэффициенты, определяемые по накопленным статистическим данным методом наименьших квадратов для каждого j – периода эксплуатации (от одного мероприятия до следующего мероприятия).
Модель по отдельному участку пласта, доенируемого (эксплуатируемого) отдельной скважиной, можно считать неизменной только при неизменных значениях его структурных и параметрических характеристик. То есть при любом существенном геолого-техническом воздействии на пласт (гидроразрыв пласта, дополнительная перфорация, изоляционные работы, длительный простой и пр.) его характеристики изменяется, а значит и его модель будет другой. В таких случаях для этих пластов отдельных скважин следует рассматривать кусочную (j-кусочную, или, по меньшей мере, 2-кусочную) характеристику вытеснения. При построении характеристики вытеснения для отдельного пласта скважины в качестве делимитора (разделителя) можно принять момент изменеиния его структурных (проведения ГТМ) или параметрических (прорыв воды по отдельному пропластку, смена технологического режима) характеристик . 
Промысловые статистические данные по скважинам показывают, что предложенная аппроксимация (характеристика вытеснения) наиболее универсальна.
 
Обычно на месторождениях Западной Сибири для прогнозирования показателей разработки при заводнении залежей нефти используются частные случаи этой характеристики вытеснения, которые представлены в Таблице.

п/п
Формулы

Автор аппроксимации

Определяемые
параметры
Коэффициенты
1 ΣQн = A + B · ln(ΣQж) Сазонов Б.Ф. А, В при lg, В · 2,3 C = 0
... ...    
2 ΣQн = A + C · (ΣQж) ^ D Орлов В.С.
Ревенко В.М.
Амелин И.Д.
Казаков А.А.
А, C, D В = 0
3 ΣQн = Aj + Bj · ln(ΣQж) + Cj · (ΣQж)^Dj Леонов В.А. А, B, C, D
В НИИ "СибГеоТех" разработана методика и комплекс программ для построения характеристик вытеснения посредством аппроксимации статистических данных пласта (скважины) различными зависимостями:
В частности:
- четырех-параметрическая комбинированная аппроксимация 3, приведенная в таблице;
- степенные [1,3] пяти [1] -, шести [3]- и семи [3]- параметрические аппроксимации.
- экспоненциальные двух- трех- и четырех- параметрические аппроксимации [2, 4, 5, 6 ].
Степенные аппроксимации дают наименьшую погрешность в относительно широком диапазоне обводненностей (в том числе и на начальной стадии разработки), а экспоненциальные аппроксимации лучше описывают физику процесса выработки эксплуатационного объекта.
Темп обводнения эксплуатационного объекта характеризуется также сравнением линейных зависимостей от накопленной добычи жидкости водо-нефтяных факторов (ВНФ)д и (ВНФ)з, полученным как отношение соответственно добываемой и закаченой (нагнетаемой) накопленной воды к накопленной добычи нефти [2] и [5].

Анализируя данные аппроксимации можно определить эффективность ГТМ. Например, при гидроразрыве пласта эффективность чаще всего обусловлена интенсификацией работы скважины, а при внедрении технологии одновременно-раздельной разработки эксплуатационных объектов (технология ОРРНЭО см. http://www.sgt.ru/sgt(1.5).htm) – повышением нефтеотдачи .

Sravn.png
Предлагаемая методика позволяет:
- делать прогнозы по изменению добычи нефти;
- оценить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий;
- корректировать характеристику вытеснения по аппроксимации [5] в зависимости от МРП (количества глушений скважин) и проницаемости (удельного коэффициента продуктивности).
Для оценки эффективности [2] и оптимизации процесса заводнения на отдельном эксплуатационном объекте многопластового месторождения используется отношение прироста накопленной добычи нефти из этого объекта к изменению накопленной закачки в него через нагнетательные скважины.
На основе существующих характеристик вытеснения по скважинам предложен способ адаптивной разработки месторождения [1, 7], направленный на максимальное извлечение нефти из пластов. При этом по скважинам выбираются технологические режимы, оптимизирующие интенсивность:
- отбора пластового флюида для добывающих скважин;
- закачки воды воды для нагнетательных скважин;
с учетом геолого-технические мероприятий и ресурсосберегающих технологий (материалов).
Часто для повышении эффективности работы скважины достаточно отключить (вскрываемый ею) выработанный (обводненный), как правило наиболее проницаемый пласт (пропласток), например путем изоляции пласта (ИП) с помощью пакерной секции по технологии ОРРНЭО (модуль ИН ), предложенной НИИ "СибГеоТех" .
Однако, в общем случае отбор пластового флюида из каждого пласта каждой добывающей скважины и закачка воды в нагнетательные скважины, взаимодействующие с ней через соответствующие пласты нужно производить пропорционально подвижным запасам нефти, дренируемым данной скважиной.

1. Леонов В.А. Способ адаптивной оптимизации пластового давления. Тезисы доклада научно-практической конференции VIII Международной специализированной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия – 2001» «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения».

2. Леонов В.А. Доклад на заседании Нижневартовского отделения Общества нефтяных инженеров Society Petroleum Engineers «Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов одной сеткой скважин для повышения их нефтеотдачи».

3. Леонов В.А. Разукрупнение объектов разработки как метод повышения нефтеотдачи. Вестник недропользователя. ХМАО №18, 2007 .

4. Леонов В.А. Разукрупнение объектов разработки как средство адаптации гидродинамических моделей. Технологический форум SIS GeoQuest. Сочи – 2002 г.

5. Леонов В.А. Влияние межремонтного периода на темп обводнения добываемой продукции в низкодебитных скважинах. //Определение оптимальных границ применения различных видов оборудования скважин, с учетом экономических показателей (Заседание секции НТС Миннефтегазпрома).Тюмень. 1991 г.

6. Медведский Р.И., Коровин К.В., Севастьянов А.А. Прогнозирование из пластов двойной средой. Вестник недропользователя. ХМАО № 15, 2005.

7. Гусев М.И., Леонов В.А. Об управлении технологическими режимами работы нефтедобывающего комплекса. Известия института математики и информатики Удмуртского государственного университета, 3, 2006 , с. 25-26.


Добавить в любимые (0) | Просмотров: 38880

  Ваш коментарий будет первым

Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.

Последнее обновление ( 13.06.2016 )
 
< Пред.   След. >
Последние публикации
Популярное
Смотри также
   
Oil-Info.ru © 2017
Go to top