ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.11.2023
Просмотров: 32
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Величина НИЗ, рассчитанная через произведение геологических запасов нефти на коэффициенты охвата и вытеснения для каждой скважины участка, суммарно составила 2275,6 тыс. т. Величина потенциально извлекаемых запасов нефти, оцененная методом характеристик вытеснения по каждой скважине, с использованием интегральной зависимости (4), суммарно составила 2299,8 тыс. т. [2]
В случае коллектора клиноформного, слоистого строения, разделенного глинистыми прослоями, необходимо учитывать запасы неперфорированной части нефтенасыщенной толщины пласта, которая может не работать.
Условие учета следующее. Если потенциально извлекаемые запасы нефти по скважине, рассчитанные методом характеристик вытеснения, меньше НИЗ, рассчитанных через произведение геологических запасов нефти на коэффициенты охвата и вытеснения, по всему разрезу эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по этой же скважине, то запасы неперфорированной части необходимо учитывать. В противном случае принимается условие, что запасы неперфорированной части дренируются.
Что касается нагнетательных скважин, то учет запасов нефти следующий. Если в скважине перфорацией вскрыта вся эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, то запасы обнуляются. В этом случае запасы нагнетательных скважин учитываются в прогнозе добывающих, о чем свидетельствует превышение оцененных потенциально извлекаемых запасов нефти над НИЗ по добывающим скважинам. Если в нагнетательной скважине имеется не вскрытая перфорацией часть эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, не работающая по результатам потокометрии, то скважине присваивается значение НИЗ нефти неперфорированной части.
Конечным условием проведенных в рамках пункта (шаг 3) расчетов является выполнение следующего сопоставления, являющегося по существу расчетным балансом запасов нефти.
QТИЗ = (QНИЗПЕРФ + QНИЗНЕПЕРФ) - QНАК (5)
При комплексном расчете плотности потенциально извлекаемых запасов нефти диаграмма Вороного используется для сравнения того, насколько изменилась начальная плотность запасов нефти под воздействием системы разработки, с учетом коллекторских свойств пласта и влияния скважин друг на друга, в первоначальной площади дренирования. Такое сравнение позволяет выявить перспективные зоны, в которых плотность стала выше начальной вследствие локализации запасов нефти. В данных зонах скважинам характерен сравнительно высокий накопленный отбор нефти и низкая интенсивность обводнения. [3]
3. Цифровая геологическая модель
Цифровая геологическая модель создается для детального воспроизведения геологического строения эксплуатационного объекта, содержит большое количество активных ячеек, которые характеризуют свойства коллектора. Расчеты в фильтрационной модели, созданной на ее основе без «огрубления», займут очень много времени. А при большом количестве скважин и проектных вариантов для расчета приводят к максимальной загрузке вычислительной машины. В такой ситуации для упрощения расчетов в фильтрационной модели производят укрупнение геологической модели. Данный процесс свойственен фильтрационным моделям крупных эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Западной Сибири. [4]
Целью основного (III) этапа является построение секторной геолого-гидродинамической модели i-го участка залежи, которая не теряет геологической детальности. Результатом является текущее распределение подвижных запасов по площади и по разрезу. Этап применяется для расчета прогнозной технологической эффективности планируемых ГТМ.
Для примера рассмотрен участок Повховского нефтяного месторождения, на котором в рамках совершенствования системы разработки, согласно общей схеме подхода, на начальном этапе, с использованием ГГДМ объекта БВ8 был выбран участок планирования ГТМ.
Коллекторы горизонта БВ8 представлены алевритовыми песчаниками, песчаными алевролитами и глинистыми алевролитами. Геологической особенностью объекта является клиноформное строение, различие фильтрационно-емкостных свойств кровельной и подошвенной частей, разделенных слоем не коллекторов и низкопроницаемых песчаников и алевролитов. Коэффициенты песчанистости и расчлененности в среднем составляют соответственно 0,3 и 3,6. Объект характеризуется слоистым строением (проектная система: блоковая трехрядная в сочетании с очаговым заводнением с размещением скважин по сетке 600х600 м).
В рамках предварительного этапа была произведена экспресс-оценка выработки запасов нефти, результатом которой явились: карта текущей плотности потенциально извлекаемых запасов нефти и карта удельной плотности текущих потенциально извлекаемых запасов нефти. Проведенный анализ подтвердил локализацию текущих запасов нефти в зонах БВС из скважин-кандидатов. [5]
Геологические запасы нефти в границах рассматриваемого участка, рассчитанные объемным методом
, составили 15421,1 тыс. т. Начальные извлекаемые запасы нефти - 8512,3 тыс. т. Расчетное значение НИЗ по перфорированной эффективной нефтенасыщенной толщине пласта составило 7261,5 тыс. т.
Суммарно потенциально извлекаемые запасы нефти в области дренирования скважин участка, рассчитанные с текущего состояния разработки возможно осуществление зарезки вторых стволов с целью увеличения выработки запасов. Проведенная оценка выработки запасов нефти на предварительном этапе позволила подтвердить локализацию запасов нефти.
Ввиду результатов анализа на начальном и предварительном этапах, была создана секторная геолого-гидродинамическая модель участка объекта БВ8, позволившая получить распределение текущих подвижных запасов по площади и по разрезу на ту же дату. Выделенные зоны на начальном и предварительном этапах сопоставимы с результатом моделирования участка на основном.
Согласно рекомендациям, основанным на результатах применения подхода по оценке выработки запасов нефти, по данным официальной отчетности, в декабре 2010 г на участке объекта БВ8 ввелись в эксплуатацию два боковых ствола с наклонным типом заканчивания: 4346Н и 4939Н. Входные показатели по нефти составили 22,4 и 27,6 т/сут. соответственно. Текущие технологические показатели по скважине 4346Н: дебит жидкости - 43,4 т/ сут, дебит нефти - 22,7 т/сут, обводненность - 47,5%. По скважине 4939Н: дебит жидкости - 122,8 т/сут, дебит нефти - 41,5 т/сут, обводненность -66,2%. [5]
В связи с отсутствием достаточно детальной или актуализированной геолого-гидродинамической модели для того, чтобы увереннее принять решение о перспективности локальных зон, с высокой модельной плотностью подвижных запасов перед созданием секторной модели, возникает потребность в проведении дополнительной оценки выработки запасов нефти. Для повышения качества оценки выработки запасов нефти предложенный подход состоит из трех этапов - начального, предварительного и основного, отражающих основные стадии планирования ГТМ.
На начальном этапе, с учетом плотностного распределения подвижных запасов нефти фильтрационной модели крупного эксплуатационного объекта, осуществляется выбор участка с относительно высокой модельной плотностью запасов, на котором возможно осуществление реконструкции скважин методом зарезки бокового ствола. На втором этапе производится экспресс-анализ выработки запасов нефти выбранного участка, оцениваются локальные зоны концентрации подвижных запасов нефти, в которых планируется бурение второго ствола.
После подтверждения локализации подвижных запасов в зоне БВС осуществляется построение и актуализация секторной геолого-гидродинамической модели выбранного участка i-го эксплуатационного объекта (этап III).
Большая обоснованность БВС достигается посредством комплексного сочетания методов статистической обработки геолого-промысловых данных и геолого-гидродинамического моделирования. Использование нескольких видов анализа повышает вероятность фактической технологической эффективности планируемого ГТМ.
Целью анализа рассматриваемого подхода является плотностное распределение подвижных запасов нефти фильтрационной модели крупного эксплуатационного объекта, находящегося на поздних стадиях разработки, в границах рассматриваемого участка. Такое ГТМ, как бурение второго ствола, относится к категории методов увеличения нефтеотдачи. Мероприятие направлено на выработку запасов нефти, приуроченных к локальным зонам, характеризуемым слабым охватом системой разработки, которые определяются с использованием модели i-го объекта на начальном и дополнительно оцениваются на предварительном, перед окончательным обоснованием посредством секторной модели на основном этапах подхода. [2]
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Главным условием осуществления БВС является наличие запасов нефти, приуроченных к локальной зоне, слабо охваченной разработкой. Поиск и анализ данных зон для БВС является основной задачей предложенного подхода, обусловившей название работы.
Что касается такого метода интенсификации притока, как гидравлический разрыв пласта (ГРП), то обоснованием его применения является наличие запасов в зоне дренирования самой скважины. Таким образом, оценка запасов нефти для обоснования проведения ГРП является частным случаем предложенного подхода, большая обоснованность применения мероприятия возможна в случае корреляции результатов анализа, заключенного на начальном, предварительном и основном этапах подхода.
В заключение следует отметить, что поиск зон локальной концентрации текущих извлекаемых запасов нефти является только одной из значимых задач, немаловажным является распределение текущих запасов по разрезу эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Список использованных источников
1. Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Вендельштейн Б.Ю. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. - М.: Недра, 1989.
2. Скворцов А.В. Триангуляция Делоне и ее применение. - Томск: Томский университет, 2002.
3. Карабцев С.Н., Рейн Т.С., Стуколов С.В. Реализация эффективного алгоритма построения диаграмм Вороного на плоскости. - Кемеровский государственный университет.
4. Бадьянов В.А. Методы прогнозирования коэффициентов охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений // Нефть и газ Тюмени, вып. №9,1971.
5. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. - СПб. Недра, 2004.