Контроль разработки месторождения, на скважинах которого проводились виброразработки пород ПЗП

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

 

 

 

Кафедра Разработки нефтегазовых месторождений

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая работа

по дисциплине «Современные проблемы разработки нефтяных месторождений»

 

Контроль разработки месторождения, на скважинах которого проводились виброразработки пород ПЗП

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: ст. гр. МГР 12-14-01                                   И. Р. Урманов

 

Проверил:  профессор                                                   Л. Е. Ленченкова

 

 

 

 

 

 

 

Уфа 2015

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение

1. МЕТОДИКА РАСЧЁТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Обоснование математической модели

1.2 Обоснование расчётной  схемы при прогнозе динамики  технологических показателей

1.3 Расчет динамики показателей  по новой залежи

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

1.5 Обоснование величины  прогнозного уровня отбора жидкости

2. СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ

2.1. Контроль за разработкой нефтяных месторождений.

2.2. Регулирование процесса разработки  нефтяных

3. СОДЕРЖАНИЕ И МЕТОДЫ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ И ГРАФИКА                РАЗРАБОТКИ

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПЗП

  Заключение

 Список литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности системы разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. Но в большей степени технологические показатели разработки зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является тип, размер и форма нефтяной залежи, неоднородность строения продуктивного объекта, запасы нефти в нем и относительная подвижность нефти. Исходя из этого, строится анализ разработки нефтяного месторождения, определяются виды исследований.

Наиболее важными задачами геолого-промыслового анализа процесса разработки являются оценки адекватности проектных решений конкретным горно-геологическим условиям залежей и месторождений и полноты выполнения проектных решений. В рамках решения этой двуединой, по существу, задачи выполняются:

- оценка  энергетического состояния залежей;

- динамика  изменения обводненности добываемой продукции;

- оценка  характера и степени выработки  запасов нефти;

- оценка  эффективности методов повышения продуктивности скважин и увеличения нефтеотдачи пластов.

Анализ процесса разработки должен предусматривать сопоставление динамики технологических показателей разработки, как правило, в относительных (безразмерных) величинах (в зависимости от объемов прокачки, текущей нефтеотдачи, степени извлечения НИЗ и др.), с динамикой показателей разработки аналогичных месторождений. Кроме того, необходимо установить, в какой степени процесс выработки запасов нефти соответствует теоретическим представлениям. Полученные исходные данные могут как изменять ранее принятые параметры и представления о геологической характеристике месторождения, так и подтверждать их правильность. Независимо от этого они обрабатываются и приводятся в отчете по анализу разработки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. МЕТОДИКА РАСЧЁТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

1.1 Обоснование математической  модели

 

Проектирование разработки нефтяных месторождений осуществляется на базе математического моделирования процессов, происходящих при вытеснении нефти из пласта. С этой целью используются математические модели нефтяной залежи.

В качестве модели нефтяной залежи служат соотношения или системы уравнений, с помощью которых производится воспроизведение или отражение нефтяной залежи и процессов, происходящих при ее разработке.

Параметры математической модели залежи определяются на основе обработки геолого-промысловых данных.

Продуктивный пласт и насыщающие его флюиды (нефть и вода) можно охарактеризовать как сложную (большую) систему, которую, согласно принципу целостности, нельзя исследовать точно.

При создании моделей нефтяных залежей обычно стремятся с одной стороны получить наиболее полное описание объекта, с другой - обеспечить простоту, обозримость и технологичность выполнения расчетов с помощью имеющихся в распоряжении вычислительных средств.

Построение каждой модели залежи в определенной мере условно и неизбежно связано с субъективными решениями и гипотезами.

В настоящее время в распоряжении организаций, занимающихся проектированием разработки нефтяных месторождений, имеются математические модели различной размерности (одномерные, двумерные и трехмерные), позволяющие учитывать разное количество фаз (двухфазные и трехфазные) и разное количество компонентов (композиционные модели, в которых каждая фаза рассматривается как многокомпонентная смесь).

Выбор той или иной математической модели в основном определяется возможностями имеющихся вычислительных средств, наличием необходимой информации о геологическом строении залежи, трудоемкостью расчетов, необходимой точностью прогноза и ряда других факторов.

В общем случае модель должна обеспечивать баланс между простотой и информативностью, чтобы расчеты проведенные с ее помощью правильно отражали реальные процессы, такому балансу в настоящее время для целей конкретного проектирования в наибольшей мере удовлетворяют слоисто-неоднородные безадресные модели нефтяных пластов.

В связи с этим подробно остановимся на применении таких моделей. Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений показал, что модель пласта должна правильно отображать влияние наиболее существенных геолого-физических факторов и технологических параметров на ход процесса разработки. Так, например, при заводнении основными являются следующие геолого-физические факторы:

1) неоднородность  коллекторских свойств пласта (проницаемости, пористости, начальной и остаточной нефтенасыщенности);

2) различие  вязкостей нефти и воды;

3) характер  вытеснения нефти водой;

4) наличие  водо-нефтяных зон;

5) прерывистость  пласта;

6) технологические  параметры: вид системы заводнения (геометрия размещения скважин), плотность сетки скважин или удаленность добывающих рядов скважин от нагнетательного;

перепад давления между ними.

Одной из наиболее распространенных форм математических моделей нефтяного пласта, применяющихся при проектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением, является слоистая модель. Слоистая модель пласта - основа расчетных методик, используемых во многих институтах (ВНИИ, ТатНИПИ, БашНИПИ, СибНИПИ, Гипровостокнефть и др., а также за рубежом) - прошла широкую практическую апробацию при проектировании большинства нефтяных месторождений Советского Союза и других стран мира.

Рассмотрим в качестве примера модель нефтяного пласта, применяемую в институте "Гипровостокнефтъ". Согласно этой модели нефтяной пласт представляется состоящим из совокупности изолированных трубок тока, характеризующихся различными фильтрационными свойствами. Каждая трубка тока из этой совокупности оказывается состоящей из некоторого количества разно проницаемых элементов пласта. Эффективная проницаемость такой трубки тока определяется как средняя гармоническая величина составляющих ее элементов.

Учет влияния начальных водонефтяных зон в слоистой модели производится следующим образом. Контур питания (или нагнетательный ряд скважин) располагается у внешнего контура нефтеносности. Наклонная поверхность водонефтяного контакта (ВНК) аппроксимируется ступенчатой поверхностью; при этом залежь оказывается состоящей из набора слоев с вертикальным водонефтяным контактом, удаленным на различное расстояние в каждом слое. Если известна закономерность изменения проницаемости или параметры w (параметр w характеризует комплексную неоднородность коллекторских свойств пласта,

 

      (1.1)

 

где: К - проницаемость,

m - пористость,

S - начальная нефтенасыщенностъ,

h -коэффициент вытеснения нефти водой от кровли к подошве, то в модели пласта это можно учесть, приписывая слою с определенной проницаемостью соответствующее значение расстояния от ВНК до эксплуатационной галереи. В большинстве случаев такие закономерности не бывают известны либо не наблюдаются вообще. В этом случае расчетная модель пласта строится следующим образом. В каждой ступеньке, аппроксимирующей участок поверхности ВНК, выделяется полный спектр трубок тока, неоднородных по проницаемости и другим фильтрационным параметрам. Спектр неоднородности определяется в соответствии с соотношениями, приведенными ниже и принимается одинаковым для всех ступенек. Величина водонефтяной зоны характеризуется параметром W:

 

      (1.2)

 

где L1 и L2 - расстояние от эксплуатационного ряда скважин до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

При отсутствии водонефтяной зоны W=0; для залежей, подстилаемых пластовыми водами на всей площади ("водоплавающих" залежей), при перфорации всей нефтенасыщенной толщины пласта W=1. Величиной W учитывается также степень вскрытия перфорацией толщины пласта в скважинах, расположенных в водонефтяных зонах.

Различие вязкости нефти и воды, а также изменчивость их по площади залежи в слоистой модели учитывается в гидродинамических расчетах при прослеживании приближения водонефтяного контакта по каждой трубке тока.

Характер вытеснения нефти водой (поршневой или не поршневой) учитывается в расчетах путем аппроксимации функции Баклея-Леверетта для различных кривых фазовых проницаемостей и дальнейшим прослеживанием изменения фильтрационных параметров, нефте- и водонасыщенности по каждой трубке тока с последующим суммированием показателей по всей совокупности трубок тока. При поршневом вытеснении фазовые проницаемости и насыщенности изменяются скачком после прохождения фронта вытеснения.

Из технологических параметров большое влияние на ход процесса заводнения оказывает вид системы заводнения, т.е. взаимное расположение на площади залежи добывающих и нагнетательных скважин. В математической модели геометрия потоков жидкости в систему скважин учитывается введением некоторой эквивалентной криволинейной галереи. Эта галерея строится на основе карт фильтрационных потоков однородной жидкости для конкретных областей фильтрации, схем расположения скважин и граничных условий на них (по данным расчетов на ЭВМ). Принимая условие неизменности траекторий движения жидкости (жесткости трубок тока), истинная карта фильтрационных потоков трансформируется в криволинейную галерею. Криволинейная галерея учитывает не только расположение скважин, но и зональную неоднородность пласта.

Сопоставление результатов решения задач по методу криволинейной галереи с точными аналитическими решениями, а также с приближенными решениями, полученными на основе уравнений двумерной фильтрации жидкостей, показывает достаточно высокую точность расчетов по криволинейной галерее в случае фильтрации жидкостей с равными подвижностями и практически приемлемую точность для жидкостей с различными подвижностями.

Для большинства применяемых в настоящее время регулярных систем разработки получен спектр распределения длин трубок тока, который можно использовать для расчета процесса заводнения однородного и слоисто-неоднородного пласта. Для зонально-неоднородного пласта спектр распределения длин трубок тока необходимо получать с помощью аналоговых или цифровых вычислительных машин.

Отметим, что для многорядных систем заводнения расчетная модель каждого ряда скважин будет различаться не только видом криволинейной галереи, но также и степенью неоднородности модели, которая зависит от масштаба неоднородности пласта и расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.

Аналогичным образом учитывается в модели и изменение плотности сетки скважин: с одной стороны изменяется характеристика неоднородности модели, с другой стороны - в результате прерывистости пласта - эффективная проницаемость и дренируемый объем пласта (коэффициенты x (КS; l/d ) и bдр (КS; l/d.).

Выполнение гидродинамических расчетов по описанной модели на ЭВМ не вызывает серьезных затруднений вычислительного характера, требует сравнительно небольшого количества машинного времени.

Важной особенностью данной модели пласта является сравнительная простота (по сравнению с двумерной моделью) в адаптации ее параметров по данным истории разработки и возможность автоматизировать все основные этапы проектирования разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, математическая модель пласта, основанная на слоистой схеме течения, является чувствительной к наиболее важным геолого-физическим факторам и технологическим параметрам систем разработки, достаточно достоверно отражает их изменение как качественно, так и количественно, и при соответствующей настройке может успешно применяться при проектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением.

 

1.2 Обоснование расчётной схемы при прогнозе динамики технологических показателей

 

Как показал опыт проектирования разработки нефтяных месторождений, точность прогноза динамики показателей зависит не только от правильности выбора математической модели залежи, но также и от того, как схематизируется залежь при выполнении гидродинамических расчетов.

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.);