процессы разработки нефтяных месторождений

Разумеется, если динамика месячной добычи нефти в период предыстории имеет малый разброс точек (что редко бывает для малых участков) и представляет собой плавную кривую, то базовую месячную добычу нефти можно определить графическим или расчетным путем. Но в любом случае, во избежание завышения эффекта, на большей части периода времени после воздействия базовая месячная добыча нефти должна быть постоянной.

По количеству и положению точек после начала воздействия МУН относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект и его динамика. Для количественного определения величины эффективности вычисляют среднемесячную добычу нефти от месяца начала воздействия до даты анализа, вычитают из нее базовую среднемесячную добычу, и умножением на указанное число месяцев рассчитывают дополнительную добычу нефти и ее долю от всей добычи нефти после воздействия, а также удельный технологический эффект в т/т (тонн дополнительной добычи на тонну использованного товарного химреагента).

Для того чтобы оценить, за счет какого фактора получена дополнительная нефть – за счет интенсификации или за счет увеличения нефтеотдачи, предлагается определять фактическую среднемесячную обводненность продукции за 12 месяцев предыстории и за период после воздействия и сопоставлять их с расчетной базовой средней обводненностью после воздействия МУН, используя для этого объем среднемесячной добычи воды в периоды предыстории и истории и объем расчетной базовой средней добычи нефти.

Таким образом, методика прямого счета основана на использовании необработанных, непреобразованных данных «прямых» замеров, отраженных в эксплуатационных карточках скважин. Опыт применения этой методики показал, что в среднем такой подход дает величины технологического эффекта, как и следовало ожидать, более низкие, чем при использовании характеристик вытеснения, но близкие к нижнему пределу изменения их величин.

297

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Чаще всего в промысловой практике используется определение величины дополнительной добычи нефти, а не извлекаемого запаса, поэтому не имеет смысла переводить параметры добычи в пластовые условия. Таким образом, расчет добычи нефти, воды, жидкости ведется в тоннах в поверхностных условиях.

298

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Характеристики вытеснения

Характеристики вытеснения получили очень широкое распространение в качестве удобного инструмента оперативного анализа состояния разработки месторождения, а также как способ оценки эффективности геологотехнологических мероприятий (ГТМ).

Под характеристиками вытеснения (ХВ) принято понимать аналитические или эмпирические зависимости изменения технологических параметров добычи пластовых жидкостей в ходе процесса разработки. В целях анализа и прогноза они используются с применением статистических методов обработки промысловых данных. К настоящему времени известно более 150 различных ХВ, которые в ряде случаев являются связанными между собой.

Вкачестве текущих (месячных, квартальных, годовых) показателей добычи используются текущая добыча нефти (qн), текущая обводненность в долях единицы (В) и время (Т). Они являются параметрами так называемых «дифференциальных» зависимостей.

Вчисле накопленных показателей добычи применяются: накопленная добыча нефти (Qн), воды (Qв) и жидкости (Qж). Они являются параметрами так называемых «интегральных» зависимостей.

Все эти ХВ с точки зрения пользователя удобно сгруппировать в 3 существенно различающиеся группы (информацию по авторам и некоторым примерам применения можно найти в источнике [4]). К первой группе относятся ХВ, в которых применяются только текущая и накопленная добыча нефти (qн, Qн) и время (Т). Некоторые, наиболее используемые из них, показаны ниже:

Как видно, характерной особенностью ХВ первой группы является то, что они «сухие», в них не фигурирует добыча воды (жидкости). Поэтому их

299

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

можно использовать, если текущая добыча жидкости в периоды предыстории

иистории держится примерно на одинаковом уровне. В частности, опыт показал правомочность и целесообразность использования характеристик первой группы при разработке карбонатных коллекторов с трещинной проводимостью (при использовании накопленной добычи нефти).

Ко второй группе ХВ относятся «смешанные» ХВ, которые содержат как текущий показатель – обводненность (В), так и накопленные – нефти (Qн)

ижидкости (Qж). К ним можно отнести, в частности, следующие:

Опыт обработки промысловых данных ХВ второй группы, как и боль-

шинства ХВ первой группы (в которые входят текущие показатели), показывает, что их точность недостаточна из-за большого разброса точек в зависимостях даже для залежей с большим количеством скважин.

К третьей группе ХВ относятся характеристики вытеснения, в которые

входят только накопленные величины добычи нефти (Qн) и жидкости (Qж):

300

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Последовательность оценки эффективности геолого-технологических мероприятий с применением ХВ

Таким образом, определим следующую последовательность оценки

технологической эффективности мероприятий с применением ХВ.

1.Прежде всего, необходимо выбрать продолжительность анализируемой предыстории. Критерием длительности служит максимальная корреляция при максимально длительной предыстории.

2.Далее необходимо выбрать одну или несколько ХВ. Коэффициенты, входящие в уравнения, определяются, как правило, по методу наименьших квадратов. Легче использовать линейные зависимости, которые можно рассчитать даже вручную.

3.Затем осуществляется экстраполяция и расчёт технологического эффекта (если оценивается эффективность ГТМ). Графически, для нелинейной зависимости, это может выглядеть так (рис. 25.2):

Qн

факт

эффект

экстраполяция ХВ ГТМ

Qж

Рис. 25.2 Расчёт технологического эффекта от ГТМ с помощью ХВ

Спомощью ХВ при возможности эффективной экстраполяции данных

сначала периода выработки участка можно оценить потенциальные извлекаемые запасы при данной системе разработки месторождения (рис. 25.3) в предположении, что никаких дополнительных мероприятий за весь оставшийся период разработки на нём проводиться не будет. Например, по зави-

301

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

симости Камбарова (25.14) строится ХВ в накопленных координатах Qн и

1/Qж :

Qн

Qизвл

1/Qж

Рис. 25.3 Оценка извлекаемых запасов с помощью ХВ

Далее ХВ экстраполируется до линии пересечения с осью накопленной добычи нефти. Точка пересечения ХВ с осью и будет примерным значением величины потенциальных извлекаемых запасов.

Методология корректного выбора и использования характеристик вытеснения

Как видно из приведенного перечня известных характеристик вытеснения, большинство из них имеет вид уравнения прямой, то есть в соответствующих координатах графики зависимости должны «выходить» на прямую линию. Однако на практике они имеют, в лучшем случае, вид кусочнолинейной зависимости в результате постоянно меняющихся условий разработки и эксплуатации нефтяного объекта. Поэтому нет и не может быть универсальных ХВ, описывающих одним простым уравнением всю сложную динамику добычи нефти. Таким образом, все ХВ, вообще говоря, равноправны, по крайней мере, в качественном смысле. Это в равной мере относится и к «физически содержательным» и к «виртуальным» аппроксимациям (ХВ).

302

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Как известно, надежность прогноза в общем виде (в нашем случае базовый вариант – экстраполяция) тем выше, чем меньше среднеквадратическое отклонение фактических от аппроксимированных данных в период предыстории и чем больше отношение периода предыстории к периоду прогноза (истории/экстраполяции).

Отсюда очевиден основной критерий подбора наиболее «эффективных» характеристик вытеснения к конкретным условиям анализируемого опытного участка – минимальный разброс фактических данных вдоль аппроксимирующей прямой в период предыстории и максимальная величина прямолинейного периода ближней предыстории. Отсюда неизбежен вывод, что оценка эффективности МУН путем построения касательной в точке начала воздействия МУН, или секущей в каком-то интервале предыстории, строго говоря, недопустима, так как обладает неопределенной надежностью.

Поэтому предлагается использовать только те ХВ, которые дают прямую предысторию для того или иного опытного участка в течение не менее 6 месяцев перед началом воздействия МУН (на практике этот период редко превышает 15-20 месяцев).

Рекомендуется на графиках ХВ, а именно на оси ординат, откладывать величины добычи нефти или параметр, напрямую с ними связанный, независимо от того, является ли он функцией или аргументом в каноническом виде ХВ, представленной ее автором.

Так как часть МУН применяется для увеличения эффективности довытеснения из промытых зон обводненного пласта, а при этом до появления вала повышенной нефтенасыщенности закономерности добычи не отличаются от периода предыстории (так называемый индукционный период или лагфаза), предлагается включать этот индукционный период в период прямой предыстории для последующей экстраполяции.

Предлагается определять величину дополнительной добычи нефти (разница между фактической добычей и расчетной по экстраполированной

303

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

предыстории) везде, где это можно, при расчетной добыче жидкости, равной фактической добыче жидкости.

Поскольку динамика части характеристик вытеснения не инвариантна (то есть зависит от отсчетного начала предыстории – отсчетный нуль), предлагается в качестве подвариантов использовать «плавающий нуль», но отсчет предыстории начинать не позже одного года до начала реализации МУН. При этом для оценки эффективности МУН следует использовать тот вариант, который дает максимальную во времени прямолинейную ближнюю предысторию.

Опыт использования характеристик вытеснения как рекомендуемых существующими РД по определению технологической эффективности МУН, так и известных по публикациям, показывает, что, несмотря на очень большое число ХВ, сформулированные выше критерии и условия корректного применения ХВ зачастую трудно, а иногда и невозможно реализовать из-за их значительной жесткости.

Но, с другой стороны, известно, что ХВ применяют достаточно произвольно с целью промысловой оценки величины технологического эффекта. При этом, нередко не нарушая этих РД, так как в них не указаны жесткие критерии и условия корректного применения ХВ для оценки эффективности МУН. Это, в свою очередь, приводит к тому, что у разных исследователей по одному и тому же опытному участку могут получиться совершенно разные, иногда взаимоисключающие, результаты.

304

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Лекция №26

1.Управление разработкой месторождения

2.Информационная база процессов управления

3.Уровни управления разработкой

4.Инструментарий управления разработкой

Управление разработкой месторождения

Управление разработкой месторождений – активно развивающееся в последнее время направление, интегрирующее в себе последние достижения как в технике и технологии геофизических исследований, эксплуатации скважин, методов воздействия на пласты и, конечно, информационные технологии.

Под управлением разработкой следует понимать комплекс методов определения, контроля и поддержания оптимального технологического, экологического и экономического режима разработки месторождения, максимально соответствующего проектным показателям.

По каждому элементу процесса управления существует соответствующий инструментарий. В современном интегрированном виде процесс управления базируется на следующем комплексе программных, аппаратнотехнических и технологических решений. Он включает:

1.Средства информационной поддержки: источники получения и передачи информации, базы данных;

2.Средства анализа и выработки (принятия) технологического реше-

ния;

3.Технические устройства исполнения решения.

Информационная база процессов управления

1. Стадия геофизического изучения сейсмическими методами

2 D и 3D сейсмические исследования площадей и разрезов. Эти методы основаны на сопоставление скоростей прохождения и времени регистрации отраженных волн от пластов, слагающих разрез изучаемой территории или месторождения. В результате получаются, т.н. временные характеристики разреза, в случае 3D исследований – «временной» куб, после интерпретации преобразуемый в геологический куб.

На этой основе по перспективным структурам строятся геологические модели, учитывающие информацию по соседним структурам, а также по аналогичным месторождениям в схожих геологических условиях.

305

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts