Контроль разработки месторождения, на скважинах которого проводились виброразработки пород ПЗП

На практике применяются или могут быть использованы следующие способы схематизации:

1 - залежь  рассматривается в виде набора  расчетных элементов (участков), позволяющих  описать характер процесс фильтрации  жидкости в пласте;

2 - при прогнозе  она рассматривается в виде  одного расчетного участка (элемента);

3 - при прогнозе  производятся расчеты по каждой  из скважин с последующим суммированием  показателей в целом по залежи.

При применении каждого из указанных способов схематизации необходимо учитывать следующие условия.

1. Обеспечение  требуемой точности прогноза.

2. Величина трудоемкости  расчетов и требуемые затрат  машинного времени при применяемой  ЭВМ.

3. Время, отпускаемое  на выполнение работы. Остановимся  на каждом из указанных методов  схематизации залежей подробней.

Первый способ схематизации широко используется при проектировании разработки нефтяных месторождений.

Схема залежи составляется на основании карты изобар, карты обводнения, карты текущих отборов жидкости из скважин и структурной карты.

Рассмотрим в качестве примера залежь нефти пласта Б2 Губинского месторождения. Залежь, имеющая полосообразную форму, разрабатывалась двумя рядами добывающих скважин, расположенными вдоль длинной оси структуры. В связи с тем, что она разрабатывалась на естественном водонапорном режиме при напоре воды с южного и северного крыльев, залежь можно схематизировать в виде двух участков - южного и северного, на каждом из которых работало по одному ряду добывающих скважин.

Использование данного способа схематизации требует проведения большого объема подготовительных работ, способ обладает высокой трудоемкостью, требует довольно продолжительного времени как на подготовительные работы, так и на адаптацию модели и проведение прогноза.

Второй способ схематизации позволяет на несколько порядков сократить трудоемкость расчетов по сравнению с первым и, следовательно, за ограниченный отрезок времени выполнить большой объем расчетов. Однако, следует иметь в виду, что одновременно при этом может заметно снижаться точность прогноза.

Опыт показал, что для залежей, находящихся в поздней стадии эксплуатации, погрешность прогноза при использовании этого способа может быть допустимой для практических целей.

Однако, для залежей, находящихся в ранней стадии эксплуатации, погрешность прогноза может быть существенной. Данное обстоятельство в значительной степени ограничивает область применения этого способа схематизации.

Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений показал, что при использовании третьего способа, т.е. при выполнении расчетов по скважинам, можно обеспечить более высокую точность, чем при использовании первого (и тем более второго) способа схематизации,

Количественная оценка точности прогноза при различной схематизации залежи показала следующее. На ранней стадии разработки залежи при определении величины извлекаемых запасов нефти при схематизации залежи в виде одного расчетного элемента возможна погрешность до 10-20%, при схематизации виде композиции расчетных элементов - до 5-10%, при выполнении расчетов по скважинам - до 2-5%.

Для залежей, находящихся в поздней стадии разработки погрешность прогноза при использовании всех упомянутых методов прогноза значительно сокращается.

Для залежей нефти, находящихся в поздней стадии разработки, а также для прогноза на не длительный период времени допустимо использование схематизации залежи в виде одного расчетного элемента.

 

1.3 Расчет динамики показателей по новой залежи

 

Расчет процесса заводнения новой залежи можно проводить с помощью соотношений (I) - (6) см / 1 /. Для этого необходимо по геолого-промысловым данным обосновать параметры математической модели залежи (s, W, m0, Qакт). В связи с тем, что расчет по формулам (1) - (6) является весьма трудоемким процессом, необходимо использовать ЭВМ высокой производительности. При выполнении расчетов без ЭВМ можно попользовать графики, построенные на основе большого количества расчетов с широким диапазоном изменения параметров модели.

Расчет процесса заводнения залежи при схематизации ее в виде одного расчетного элемента выполняется следующим образом.

1. Определяется  величина отбора жидкости по  годам на прогнозный период  времени

2. Определяется  величина накопленного отбора  жидкости по годам.

3. По величине  накопленного отбора жидкости  определяется величина t на конец каждого года (ti =åqжi / Qакт).

4. По величине ti с помощью графика зависимости (f(н)=f(н) (t)), находится величина f(н)i на конец каждого года).

5. Определяется  среднегодовое содержание нефти  в добываемой продукции по  соотношению:

     (1.3)

6. Годовая  добыча нефти (в пластовых условиях) определяется по соотношению:

     (2.4)

 

7. Годовая  добыча воды в пластовых условиях  определяется по соотношению:

     (2.5)

8. Среднегодовая обводненность (в пластовых условиях) определяется по соотношению (в процентах):

     (2.6)

9. Годовое  количество добываемого газа  определяется по соотношению:

      (2.7)

где Г - газовый фактор, м3/т.

Довольно часто залежь приходится схематизировать в виде набора участков. Например, для учёта порядка разбуривания и обустройства вводимой в разработку залежи в соответствии с планом бурения скважин и обустройства месторождения выделяются расчетные участки. При этом учитывается характер движения жидкости в пласте: при площадном заводнении участок намечается как совокупность ячеек, при блоковой системе заводнения - как совокупность элементов соответствующей блоковой системы. Расчет процесса заводнения производится отдельно по каждого участку и затем проводится суммирование с учетом ввода участков во времени.

 

1.4 Уточнение математической модели в процессе адаптации ее по данным истории ее разработки

 

Для прогноза динамики показателей залежи, находящейся в разработке, вначале проводится адаптация математической модели. Прогноз выполняется с уточненными в процессе адаптации параметрами модели с помощью ЭВМ.

При отсутствии - ЭВМ расчет выполняется таким же образом, как описано в разделах 1.3.

В отличии от раздела 1.3 вначале определяется величина t за год, предшествующий прогнозному году по соотношению:

      (1.8)

Затем определяется t на 1 прогнозный год и т.д., как было описано в разделе 1.3.

 

1.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

 

Расчет процесса заводнения проводится для условий заданного отбора жидкости.

По новым залежам уровень отбора жидкости определяется с учетом величины дебитов скважин, определенных в процессе опробования или опытной эксплуатации.

Годовой отбор жидкости (в пластовых условиях) определяется по соотношению:

     (1.9)

где Qж - дебит скважины, в пластовых условиях, м3/сут; N - количество вводимых в эксплуатацию скважин; Кэ - коэффициент эксплуатации скважин.

Величина отбора жидкости может быть также определена на основании гидродинамических расчетов (например, по формулам Маскета ), однако, при этом нужно проводить корректировку параметров пласта по данным опробования скважин или учитывать коэффициент воздействия (x).

Величина прогнозного отбора жидкости по разрабатываемой залежи принимается равной отбору жидкости за последний год разработки, предшествующий прогнозному году (если не происходит изменений в фонде добывающих скважин), или корректируется с учетом намечающегося изменения фонда скважин (например, ввод новых скважин или выбывание по различным причинам старых скважин).

 

 

 2. СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ

  2.1. Контроль за разработкой нефтяных месторождений.

Контроль за разработкой нефтяных месторождений осуществляется в целях:

- оценки  эффективности применяемой системы  разработки в целом, а также  отдельных технологических мероприятий  по регулированию выработки запасов  нефти;

- оценки  эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках  залежи;

- получения  информации, необходимой для регулирования  процесса разработки и проектирования  мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой нефтяных месторождений изучаются:

- динамика  текущей и накопленной добычи  нефти, попутной воды и газа, а  также динамика закачки рабочих  агентов по месторождению в  целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

- охват запасов  разработкой, характер внедрения  вытесняющего агента (воды, газа  и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

- энергетическое  состояние залежи, динамика пластового  и забойного давлений в зонах  отбора, закачки, газовой шапки, законтурной  водоносной области и т.д.;

- изменения  коэффициентов продуктивности и  приемистости скважин, газового  фактора, гидропроводности пласта;

- состояние  герметичности эксплуатационных  колонн, взаимодействие продуктивного  горизонта с соседними по разрезу  горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

- наличие  перетоков нефти из нефтенасыщенной части пласта в газонасыщенную зону в пределах разрабатываемого объекта;

- изменение  физико-химических свойств добываемой  жидкости (нефти и воды) и газа  в пластовых и поверхностных  условиях в процессе разработки;

- фактическая  технологическая эффективность  осуществляемых мероприятий по  регулированию разработки;

- построение  характеристик вытеснения нефти  по скважинам, участкам, залежам.

Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежей и работу отдельных скважин. Результаты приводятся в виде таблицы.

При проведении опытно-промышленных работ в проектном документе обосновываются виды, объемы и периодичность дополнительных и специальных исследовательских работ, предусматриваемых для контроля выработки запасов.

Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Они должны содержать следующие виды работ:

- замеры  пластового давления по контрольным  и пьезометрическим скважинам;

- замеры  пластового и забойного давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;

- гидродинамические  исследования добывающих и нагнетательных  скважин на стационарных и  нестационарных режимах;

- исследования  по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;

- отбор и  исследование глубинных и поверхностных  проб продукции скважин (нефти, газа, воды);

- специальные  исследования, предусмотренные проектным  технологическим документом на  разработку.

В технологических проектных документах составляется программа исследовании, в которой в обязательном порядке предусматривается оборудование всех эксплуатационных скважин для индивидуального замера дебита жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента. Обосновываются потребности специального оборудования, агрегатов, аппаратуры и всех технологических средств, необходимых дня комплексного контроля за процессом разработки, мощности служб учета продукции скважин и контроля за разработкой. Обосновывается необходимость бурения специальных контрольных и наблюдательных скважин, указывается их местоположение.

 

2.2. Регулирование процесса разработки нефтяных.

 

Под pегулированием процесса разработки понимается целенаправленное изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.

К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

- изменение  режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов  жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов и т.д.);

- изменение  режимов работы нагнетательных  скважин (увеличение или ограничение  закачки рабочего агента, перераспределение  закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и т.д.);

- увеличение  гидродинамического совершенства  скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия  на призабойную зону скважин, гидроразрыв пласта и др.);

- изоляция  или ограничение притока попутной  воды и прорвавшегося газа  в скважинах (различные способы  цементных заливок, создание различных  экранов, применение химреагентов и т.д.);