Файл: Учебное пособие Уфа Издательство угнту 2020.pdf

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Д.К. Сагитов, И.М. Сагитова
Оценка энергетического состояния объекта
разработки нефтяного месторождения
с применением карт изобар
Учебное пособие
Уфа
Издательство УГНТУ
2020

УДК 622.276.435(07)
БКК 33.361я7
С12
Утверждено Редакционно-издательским советом УГНТУ в качестве учебного пособия
Рецензенты:
Член-корр. АН РБ, доктор технических наук, профессор В.Е. Андреев
Доктор технических наук, профессор С.И. Грачев
Сагитов, Д. К.
С12
Оценка энергетического состояния объекта разработки с применением карт изобар: учеб. пособие / Д. К. Сагитов, И. М. Сагитова. - Уфа: Изд-во
УГНТУ, 2020. - 103 с.
ISBN 978-5-7831-1941-5
В учебном пособии приведены теоретические сведения и практические приемы решения задач по оперативной оценке энергетического состояния объекта разработки нефтяного месторождения с применением карт изобар.
Изложены как теоретические сведения определяющие качество получаемого результата исследования, так и практические основы для освоения всех этапов создания такого важного при проектировании и мониторинге разработки нефтяного месторождения аналитического инструмента как карта изобар в современном программном продукте.
Предназначено для бакалавров, специалистов и магистрантов, обучающихся по направлению подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело», для углубленной подготовки к лекциям, семинарам, практическим и квалификационным работам по дисциплине «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
УДК 622.276.435(07)
БКК 33.361я7
ISBN 978-5-7831-1941-5
© ФГБОУВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», 2020
© Сагитов Д. К., Сагитова И. М. 2020

3
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение………………………………………………………………………...
5
1. Сбор данных и начальные построения……………………….……..…..
7 1.1. Измерение пластового давления….……………………………………
8 1.2.Противопоказания к остановкам скважин на замер пластового давления………………………………....………..………………………….. 11 1.3. Приведение замеров пластового давления по глубине………………. 13 1.4. Приведение замеров пластового давления по времени …..…….…… 15 1.5. Методика построения карт изобар…………………………………….. 17
Вопросы для самоконтроля по теме 1………………………….…….…….…. 20
Содержание отчета об освоении материала по теме 1………………….…… 22
2. Дополнение карт изобар аналитическими данными…………………..23 2.1. Внешние и внутренние границы пластового давления…………….… 24 2.2. Учет поля аквифера при построении карт изобар………………….… 29 2.3. Учет горизонтальных скважин при построении карт изобар ……….. 38 2.4. Учет трещин гидроразрыва пласта при построении карт изобар…… 42
Вопросы для самоконтроля по теме 2…..……………………………….……. 47
Содержание отчета об освоении материала по теме 2………………….…… 49
3. Построение карты изобар в программе Surfer………………………….50 3.1. Алгоритм построения карты изобар
50
Операция 1. Исходный файл данных...…………………………...………... 50
Операция 2.Нанесение точек на карту…………….………...……………... 51
Операция 3. Структура слоев карты...….………………………………….. 52
Операция 4. Редактирование свойств слоя………………………………...
53
Операция 5. Настройка шрифтов подписей данных………………….…... 55
Операция 6. Объединение слоев в единой системе координат…………... 56
Операция 7. Создание и загрузка линий контура…………………..……... 57
Операция 8. Получение точек в системе координат карты………..……... 58

4
Операция 9. Создание трехмерной сетки поверхности.…………………... 62
Операция 10. Настройка отображения слоев карты…………………..…... 63
Операция 11. Придание карте окончательного вида…………………....... 67
Операция 12. Подготовка презентационных и аналитических данных…. 71 3.2. Пример автоматического построения карты изобар с помощью встроенной в Surfer среды программирования……………………………. 74 3.3. Пример применения карты изобар и графических возможностей программы Surfer при анализе эффективности системы ППД…………... 76
Вопросы для самоконтроля по теме 3……………………………………….... 80
Содержание отчета об освоении материала по теме 3………………………. 82
Приложение 1.1...………………………………………………………......... 83
Приложение 1.2………………………………………………..…………...... 84
Приложение 1.3………………………………………………..…………...... 85
Приложение 1.4………………………………………………..…………...... 86
Приложение 2.1………………………………………………..…………...... 87
Приложение 2.2…………………………………………………..………...... 88
Приложение 3.1………………………………………………..…………...... 89
Приложение 3.2…………………………………………………..………...... 90
Приложение 3.3…………………………………………………..………...... 91
Приложение 3.4……………………………………………………..……...... 92
Заключение…………………………………………………………….............. 96
Список использованной литературы………………………………………
97

5
ВВЕДЕНИЕ
Разработкой нефтяных и газовых месторождений называют комплекс научно обоснованных мероприятий направленных на извлечение из недр углеводородов и сопутствующих им природных ископаемых с применением ранних и новейших достижений науки и техники.
Жидкость из пласта в скважину поступает под действием перепада давления между удаленной частью пласта характеризуемой пластовым давлением и забоем скважины (пластовая система стремится к равновесию).
Поэтому пластовое давление это основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи и напрямую влияющий на характер внутрипластовых фильтрационных процессов [1].
Выделяются естественные и искусственные источники пластовой энергии. К естественным источникам относятся упругость пластовой системы, напор пластовых вод, наличие свободного газа (в виде газовой шапки), энергия растворенного газа, напор обусловленный силой тяжести. Пластовую энергию можно поддерживать искусственным способом - закачкой в пласт воды, пара или газа. В зависимости от того, какой источник пластовой энергии преобладает, формируется определенный режим разработки. До разработки пластовая система, под которой понимается вмещающий коллектор, нефтяная часть и контактирующий с ней водоносный бассейн, находится в состоянии покоя, определяемом начальным пластовым давлением. Бурение скважин и начало отбора нефтесодержащей жидкости из залежи приводит к снижению давления в областях дренирования скважин, при этом в данных областях происходит расширение горной породы, нефти и воды. А это, в свою очередь, уменьшает падение пластового давления. В процессе разработки начальная упругая энергия сжатия пластовой системы уменьшается. Метод разработки нефтяного месторождения, основанный на использовании запаса упругой

6 энергии пластовой системы, называется разработкой на естественном режиме
[2].
Одним из важных инструментов для более рационального использования пластовой энергии является карта изобар. Карта изобар – карта, показывающая распределение пластового динамического давления в разрабатываемой нефтяной залежи. Карты изобар состоят из изолиний – замкнутых кривых, представляющих границу, на которой давление одинаково (с определенной точностью).Анализ карт изобар позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда карт, построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным пластовым давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию [3].
Необходимо отметить, что карта изобар не является «физичной», то есть не отражает пространственное распределение параметра в конкретный момент времени. Примером «физичных» карт могут служить карты структурной поверхности кровли коллектора пласта, эффективных толщин, пористости, нефтенасыщенности и прочих показателей, чья величина привязывается к значениям в точке самой скважины и делается предположение о еѐ постепенном изменении в направлении соседних скважин по законам интерполяции [4]. Карта же изобар строится для величин пластового давления в удаленной от скважины зоне пласта, но с привязкой к координатам пластопересечения в районе забоя добывающей/нагнетательной скважины, где в случае работающей скважины давление будет забойным. Забойное давление может приблизиться к пластовому давлению лишь в случае длительного простаивания скважины. Так, собственно, и замеряется величина пластового давления, так как прямых замеров в удаленных от скважин частях пласта не проводится.

7
1. СБОР ДАННЫХ И НАЧАЛЬНЫЕ ПОСТРОЕНИЯ
Так зачем же нам нужна карта изобар, которая является «нефизичной» и образ которой после наших построений будет заведомо не верным?
Дело в том, что пластовое давление это ресурс который мы тратим в процессе разработки. А карта изобар это лишь карта текущего распределения этого важного ресурса [5].
Карта изобар является важным инструментом для рационального использования пластовой энергии [6]. Для активации процесса добычи нефти
(жидкости) необходимо создать разность потенциалов (давлений) в области призабойной зоны добывающей скважины и в удаленной части пласта называемой контуром питания. Так как пластовая система стремится к равновесию, то жидкость, обладающая упруго-емкими свойствами начнет движение, устремляясь в область пониженных значений давления. Что нам и требуется [7-9].
Пластовое давление, как ресурс косвенно характеризуется ещѐ двумя «не физичными» картами, это карта продуктивности и карта компенсации отборов закачкой. Если карта изобар показывает текущее распределение пластового давления как ресурса, то карта продуктивности показывает на сколько эффективно добывающие скважины тратят данный ресурс для добычи одной тонны жидкости за единицу времени, а нагнетательные скважины на сколько эффективно восполняют данный ресурс в единицу времени преодолевая фильтрационное сопротивление призабойной зоны пласта [10, 11]. Карта компенсации отборов закачкой отображает успешность мероприятий по восполнению ресурса со стороны нагнетательных скважин, а также уровень востребованности объемов закачки со стороны добывающих скважин [5].

8
1.1. Измерение пластового давления
Исходными данными для построения карт изобар являются пластовые давления, замеренные в скважинах одной залежи и приведенные к выбранной горизонтальной плоскости. Строящиеся по этим данным карты приближенно характеризуют сглаженную пьезометрическую поверхность без депрессионных воронок. Так как пьезометрическая поверхность во времени изменяется, то карта изобар должна характеризовать ее форму лишь на определенный зафиксированный момент [12]. В связи с этим замеры пластовых давлений по всем скважинам объекта должны быть проведены в короткий промежуток времени, в течение которого форма общей пьезометрической поверхности не успевает заметно измениться. С другой стороны, такие замеры нельзя проводить по нескольким соседним скважинам, так как в этом случае на замеряемое в каждой скважине давление будут влиять остановки других скважин [13]. Поэтому календарный график замеров пластовых давлений с целью построения карты изобар должен составляться таким образом, чтобы, во- первых, все замеры были проведены в возможно более короткий срок и, во- вторых, чтобы на измеряемое по каждой скважине пластовое давление не влияли остановки других скважин [14]. Эти два требования противоречивы и выполнить их одновременно не всегда удается. График замеров составляется так, чтобы в основном выполнялось второе требование (отсутствие влияния других скважин). При этом используют те или иные способы приведения замеров пластовых давлений по скважинам к одной дате. Чаще всего используется метод линейной интерполяции [15].
Для оценки продуктивных характеристик скважины и фильтрационных характеристик пласта проводятся гидродинамические исследования методом кривой восстановления давления (КВД), которые устанавливают взаимосвязь между дебитом скважины и определяющим его перепадом давления в пласте
[16, 17]. Данный вид исследования заключается в регистрации давления в

9 остановленной скважине путем замеров глубинными манометрами. Такое пластовое давление в районе добывающих скважин называют пластовым давлением в зоне отбора [18, 19].
Графически, карта изобар это нанесенная на план залежи система линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенный к какой- либо определенной поверхности.
Выбор поверхности приведения обуславливается практическими задачами, для решения которых используется карта изобар. Чаще всего в качестве поверхности приведения принимают поверхность, проходящую через точки, расположенные посредине, между кровлей и подошвой продуктивного пласта, или какую-либо известную горизонтальную поверхность (например, начальную плоскость ВНК или ГНК или в некоторых случаях плоскость уровня моря) [20].
Карты изобар, приведенные к середине пласта удобно используются при определении количества газа, содержащегося в залежи в растворѐнном и свободном состояниях, для определения гидропроводности пластов на различных участках залежей и в законтурной области, для определения скоростей движения жидкостей и газов в различных точках пласта и т.д. [21,
22].
Подобно тому, как структурная [23] или топографическая карта изображает в плане какую-либо реальную поверхность (поверхность кровли пласта, поверхность земли), карта изобар изображает некоторую условную поверхность, которую называют пьезометрической.
В условиях отсутствия дизъюнктивных нарушений пласта (разломы), литологических границ (выклинивание, замещение) или врезов (отсутствующая часть коллектора заполнена не характерными для этих глубин горными породами) [24, 25], пьезометрические поверхности являются плавными и пологими по всей площади залежи, за исключением небольших участков около действующих скважин. На таких участках эти поверхности имеют форму

10 крутых воронок, вследствие чего и получили название пьезометрических, или депрессионных, воронок. У забоев нагнетательных скважин пьезометрическая поверхность имеет форму перевернутой воронки (ее иногда называют репрессионной воронкой) [26-29].
Карта изобар, изображающая пьезометрическую поверхность вместе с депрессионными/репрессионными воронками, называется картой «истинных» изобар. Однако ввиду того, что данная поверхность не стабильна во времени и способна меняться в течение нескольких часов [30], такие карты используют лишь в специальных случаях [31-33] (для анализа интерференции нескольких соседних скважин). Для оценки стабилизировавшихся внутрипластовых процессов (изменчивость в несколько % наблюдается за период от нескольких месяцев до полугода) строят карты изобар, изображающие пьезометрическую поверхность без депрессионных воронок около скважин. Несмотря на такие упрощения, эти карты позволяют решать задачи по оптимизации режимов работы скважин [34-38].
Выделяется ряд общепринятых терминов (параметров) [39]:
Текущее пластовое давление – давление в некоторой точке пласта, не затронутой воздействием воронок депрессии соседних работающих скважин;
Начальное пластовое давление – давление, замеренное в первой скважине, вскрывшей данный пласт до отбора из него сколько-нибудь заметного количества пластового флюида, т. е. до нарушения статического равновесия, существующего в пласте;
Текущее статическое пластовое давление – статическое забойное давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в остановленной скважине после того, как в ней установилось относительное статическое равновесие;
Динамическое пластовое давление - забойное давление, замеренное на забое работающей скважины;

11
1.2. Противопоказания к остановкам скважин на замер пластового
давления
В пласте, разрабатываемом группой скважин, не может быть статического равновесия. Однако при установившейся работе всех скважин, когда в течение некоторого времени режимы работы отдельных скважин не изменяются, можно считать, что в пределах всего пласта (от контура питания и до любой точки пласта) устанавливается состояние динамического равновесия.
Если изменить режим работы одной из скважин, то в ней установится свое динамическое забойное давление. Если даже приостановить эксплуатацию такой скважины, то в ней уже не будет статического пластового давления, так как весь пласт охвачен разработкой; в такой скважине установится некоторое динамическое пластовое давление. Таким образом, в работающем пласте пластовые давления, установившиеся в отдельных скважинах, эксплуатация которых приостановлена, не будут статическими в полном смысле этого слова, а будут представлять собой текущие динамические забойные давления по скважинам.
В любом случае для получения достоверных данных о величине текущего пластового давления в зоне отбора (закачки) необходимо остановить скважину.
Это сопряжено с рядом экономических, технологических и реологических проблем.
Остановка высокодебитных скважины с низкой обводненностью продукции в значительной мере способна определить рентабельность нефтедобычи по всему месторождению. Поэтому такие скважины, вклад которых в суммарную добычу нефти по объекту существенен, не останавливают лишь по причине необходимости получения данных о распределении текущего пластового давления в области дренирования. Как правило, исследования на неустановившемся режиме (снятие кривой восстановления уровня (КВУ)) совмещается с плановыми и аварийными