Файл: Доклад по дисциплине Теория систем.docx

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений им. В.И. Кудинова

Доклад

по дисциплине «Теория систем»

«Методы определения запасов нефти при подборе скважин под вторые стволы на месторождении»


Выполнил:

студент 1 курса

группы ОМ-21.04.01.01-11

Ворончихин Алексей Сергеевич
Проверил:

к.т.н., доцент кафедры РЭНГМ им. В.И. Кудинова

Ванчурин Александр Николаевич

Ижевск

2023 г.
СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Повышение качества планирования возможно в случае разносторонней оценки выработки запасов нефти, сочетания нескольких методов анализа. Большая обоснованность ГТМ достигается посредством комплексного сочетания методов статистической обработки данных и геолого-гидродинамического моделирования. Использование нескольких видов анализа повышает вероятность фактической технологической эффективности и адресность планируемых ГТМ и в частности такого мероприятия, как бурение второго ствола с различным типом заканчивания.

Эффективность реконструкций скважин методом зарезки боковых стволов на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения зависит от оценки выработки запасов нефти, на основании которой осуществляется планирование геолого-технического мероприятия (ГТМ). Повышение качества планирования возможно в случае разносторонней оценки выработки запасов нефти, сочетания нескольких методов анализа.

Такое ГТМ, как бурение второго ствола (БВС), относится к категории методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Мероприятие направлено на выработку запасов нефти, приуроченных к локальным зонам, характеризуемых слабым охватом системой разработки. Распределение запасов по площади и по разрезу в настоящее время определяется с использованием моделей. Таким образом, обоснование бурения второго ствола и оценка его технологической эффективности основывается на секторной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) i-го участка i-го эксплуатационного объекта.

---

1. Подбор участка для построения модели

Выбор участка для создания секторной ГГДМ обусловлен наличием скважин-кандидатов под БВС и плотностном распределения подвижных запасов нефти фильтрационной модели эксплуатационного объекта. Для того чтобы расширить подход к планированию реконструкций скважин методом БВС, необходимо ввести дополнительный (промежуточный) этап оценки плотностного распределения подвижных запасов нефти фильтрационной модели объекта, перед созданием и актуализацией секторной модели участка. На рисунке 1 представлена поэтапная схема предлагаемого подхода к анализу выработки запасов нефти. На начальном этапе (этап I) производится выбор i-го участка планирования ГТМ, который основан на плотностном распределении подвижных запасов нефти последней актуализированной геолого-гидродинамической модели i-го эксплуатационного объекта или модели, выполненной в рамках последнего утвержденного проектного документа на разработку. Целью этапа является подбор участков с относительно высокой плотностью подвижных запасов нефти. [1]


Рис. 1. Схема подхода к анализу выработки запасов нефти

2. Экспресс-анализ выработки запасов

Для анализа выявленных на начальном этапе зон модельной концентрации подвижных запасов нефти участка введен предварительный этап, который направлен на оценку изменения начальной плотности запасов нефти под воздействием системы разработки, с учетом коллекторских свойств пласта и влияния скважин друг на друга, в первоначальной площади дренирования, оценку локализации текущих потенциально извлекаемых запасов нефти. Этап является актуальным на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения.

Предварительный этап основан на экспресс-анализе выработки запасов нефти и, согласно общей схеме подхода (рис. 1), содержит следующие виды инженерных расчетов, индивидуальных для каждой скважины i-го участка:

Шаг 1. Расчет геологических запасов нефти. Производится объемным методом. Площадь дренирования скважин i-го участка залежи рассчитывается из диаграммы Вороного. При этом задается максимальный радиус дренирования, который определяется по проектной сетке скважин. Таким образом, область дренирования i-й скважины учитывает максимальный радиус дренирования, геометрию залежи и контуров нефтеносности, взаимное расположение скважин. По области дренирования вычисляется площадь дренирования i-й скважины.

---

Шаг 2. Расчет начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ). Потенциальный коэффициент охвата рассчитывается по методике В.А. Бадьянова, являющейся одной из распространенных методик определения коэффициента охвата пласта воздействием. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определяется на основании петрофизических исследований керна, по результирующему уравнению, связывающему коэффициенты остаточной нефтенасыщенности (Кон) и абсолютной проницаемости (Кпр), (1).
Кон=АхLn(Кпр)+С (1)
где А, С - коэффициенты, рассчитываемые графическим путем при помощи метода наименьших квадратов.

Расчеты, представленные в рамках шагов 1 и 2, позволяют определить величину начальных извлекаемых запасов нефти в разбуренной зоне i-го участка на начало разработки, когда на положение запасов нефти не влияет система разработки. Запасы рассчитываются на основе фильтрационно-емкостных свойств пласта, вскрытого скважинами анализируемого участка.

Процесс выработки запасов нефти скважинами носит различный характер. Тому причиной служат как фильтрационно-емкостные свойства пласта, так и режимы работы добывающих и нагнетательных скважин.

Какие-то скважины отбирают нефти больше своих НИЗ или даже больше геологических запасов, какие-то меньше. Это является проявлением принципа материального баланса. Поэтому для того, чтобы найти величину текущих запасов нефти, необходимо определить потенциально извлекаемые запасы. При этом суммарно по участку потенциально извлекаемые запасы нефти должны сопоставляться с суммарной величиной начальных извлекаемых запасов нефти, для сохранения баланса запасов.

Шаг 3. Комплексный расчет потенциально извлекаемых запасов нефти. Предусматривает определение потенциально извлекаемых запасов нефти методом характеристик вытеснения по каждой скважине i-го участка и учет запасов неперфорированной части эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, вскрытой этими скважинами.

Неотъемлемую часть при проведении геолого-промыслового анализа занимает расчет потенциально извлекаемых запасов нефти в области дренирования добывающих скважин, которые оцениваются методом характеристик вытеснения. При проведении данного рода анализа зачастую возникает потребность в зависимости, позволяющей оперативно произвести оценку по скважине, группе скважин или в целом по i-му участку залежи. Одной из таковых является характеристика вытеснения В.Д. Лысенко и Э.Б. Мухарского (2), применяемая для расчета дебита скважин при проектировании разработки нефтяных месторождений.

---

qн(t) = qо*е-^qo/Qp (2)
где qн(t) - текущий дебит нефти, qо - начальный дебит нефти, Qp - потенциально извлекаемые запасы нефти в области дренирования скважины. Зависимость для накопленного отбора нефти получается путем интегрирования от 0 до t (время работы скважины).
При постоянном темпе отбора начальный дебит нефти qо равен текущему дебиту жидкости с учетом этого накопленный отбор жидкости Q(t) = qot, ввиду чего:
Qн(t) = Qp(1-е^-Q(t)/Qp) (3)
Рассмотрим интегральную зависимость Лысенко - Мухарского на примере добывающей скважины №390 Повховского нефтяного месторождения. На рисунке 2 представлена кривая фактической динамики накопленных отборов жидкости и нефти (кривая №1), а также модельный расчет динамики добычи нефти с использованием зависимости (3), кривая №2.


Рис. 2. Сравнение фактического соотношения накопленных отборов нефти и жидкости скважины №390 с модельными расчетами
Построение модельной линии отбора нефти от времени, с использованием зависимости Лысенко - Мухарского (3) производится при помощи динамики наколенного отбора жидкости - Q(t) и подбора потенциально извлекаемых запасов нефти - Ор. Так, при фактической динамике накопленного отбора жидкости и величине потенциально извлекаемых запасов в 325,8 тыс. т. зависимость (3) описала фактическую динамику накопленного отбора нефти скважины №390, коэффициент корреляции составил 0,963. С целью сокращения времени расчета потенциально извлекаемых запасов нефти с использованием зависимости (3) произведена ее модификация на основе приема с эквивалентной заменой (рис. 3).


Рис. 3. Соотношение функций у=1-е^-x и y=e^-k/x
Функция типа у=1-е^-х может быть заменена функцией у=е^-к/х с коэффициентом подобия к, при условии, что начало аппроксимации будет с точки 9, в которой значение х равно 2. Отрезок, начиная с точки 9, характеризуется удовлетворительным (менее 5%) отклонением, стремящимся к нулю и позволяющим рассматривать функции на данном интервале как эквивалентные.

Аналогично зависимость (3) через коэффициент подобия приводится к виду:
Qн(t )= Qp(l-e^-q(t)/Qp

---

) = Qpe ^–kxQp/Q(t) (4)
где Qн(t) - накопленная добыча нефти, Ор - потенциально извлекаемые запасы нефти, Q(t) - накопленная добыча жидкости, к - коэффициент подобия зависимости Лысенко - Мухарского. Кривая №3, представленная на рисунке 2, построена при помощи модифицированной зависимости (4). Построение производится аналогично кривой №2, дополнительно находится коэффициент подобия к, который делает данные кривые подобными на определенном интервале.

Кривая №3 на конечном интервале, составляющем 222 месяца работы скважины №390, при отборе жидкости от 144,4 до 259,3 тыс. т., эквивалентна кривой, построенной при помощи зависимости Лысенко - Мухарского (4), коэффициент корреляции кривых на данном интервале - 0,998. Общий текущий период эксплуатации данной скважины составляет 351 месяц работы, а именно - период с октября 1980 по январь 2011 г.

Принимая во внимание то, что прогноз потенциально извлекаемых запасов нефти делается по последнему периоду работы скважины, начальным отклонением можно пренебречь. На рисунке 2 показан общий принцип соотношения модифицированной зависимости (4) с фактической (3). Относительно других скважин начало подобия функций будет зависеть от накопленного отбора жидкости и нефти.

Произведем в качестве примера расчет потенциально извлекаемых запасов нефти с использованием модифицированной зависимости (4) по добывающей скважине №1131 Повховского нефтяного месторождения (рис. 4).


Рис. 4. Оценка потенциально извлекаемых запасов нефти в области дренирования скважины №1131
Расчет потенциально извлекаемых запасов нефти производится посредством применения метода наименьших квадратов, с учетом последних 40 месяцев работы скважины. При сложившейся системе разработки потенциально извлекаемые запасы нефти в области дренирования скважины №1131 составили 96 тыс. т. На рисунке 4 значение перед х представляет собой произведение коэффициента подобия и потенциально извлекаемых запасов нефти. В монолитных коллекторах, если отсутствует подошвенная вода и перфорацией вскрывается вся эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, вопроса по учету запасов нефти неперфорированной части не возникает (как пример - участок пласта БС101, рассмотренный выше). Пласт характеризуется монолитным строением. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, представленного в скважинах рассматриваемого участка, полностью вскрыта перфорацией.

---