ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.11.2023
Просмотров: 295
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
75
Рис 3.37. Пример рабочей области среды программирования Scripter
После загрузки исходного кода из приложения 3.4 необходимо изменить путь к папке с данными на своем компьютере. Для корректной работы программы необходимы все файлы, процесс создания которых описывается в предыдущем разделе.
76
3.3. Пример применения карты изобар и графических возможностей
программы Surfer при анализе эффективности системы ППД
Анализ состояния выработки запасов нефти по объекту исследования, характеризующемуся развитой системой заводнения, в первую очередь заключается в оценке эффективности поддержания пластового давления (ППД) на различных этапах его применения, которая, в свою очередь, сводится к определению полезной работы, совершаемой закачиваемым агентом по площади залежи.
Примером перекрестного анализа причин снижения эффективности системы ППД является попарное совмещение карт пластового давления, компенсации отборов закачкой и продуктивности/приемистости [49] (рисунок
3.38).
Определения согласованного изменения полей (карт по площади залежи) накопленной компенсации отборов закачкой и текущего пластового давления залежи является одним из важнейших способов оценки эффективности работы системы ППД метод (рисунок 3.38а).
Окружностями выделено три зоны несоответствия повышенного уровня компенсации отборов закачкой и пониженного пластового давления. Подобные участки должны подвергаться детальному анализу причин несоответствия, среди которых могут быть: дисбаланс от совместной эксплуатации двухпластовой системы, тектонические нарушения пласта в межскважинном пространстве, развитая направленная трещинная система естественного или техногенного характера, внутрипластовое разгазирование, ухудшенные свойства призабойной зоны пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин.
Вторым способом оценки эффективности системы ППД является метод выявления зон необеспеченности высокопродуктивных скважин соразмерными объемами вытесняющего флюида (рисунок 3.38б) путем сопоставления так же
77 карт накопленной компенсации отборов закачкой и коэффициента продуктивности (приемистости). На карте также отображена розовая область перекомпенсации и голубая – недокомпенсации отборов закачкой, заштрихованная область повышенной, а сетчатая пониженной продуктивности
(приемистости пласта по жидкости). По рассматриваемому участку выделено три зоны, требующих либо создания дополнительных очагов заводнения, либо проведения интенсифицирующих мероприятий в нагнетательных скважин №№ 503, 602 и 606.
Третьим немаловажным и информативным способом оценки эффективности системы ППД является сопоставительный анализ критических отклонений в системе «коэффициент продуктивности (приемистости) – пластовое давление» (рисунок 3.38в). Коэффициент продуктивности
(приемистости) является критерием оценки способности пласта в районе скважины при минимальных энергетических затратах отдавать (принимать) максимальный объем жидкости за отведенный промежуток времени, а также характеризует восприимчивость пласта к отбору (привнесению) энергии в районе работы скважин. Пластовое же давление, как характеристика пласта, представляет межскважинное пространство и характеризует способность пласта в зоне закачки аккумулировать получаемую энергию. Сопоставление этих двух критериев оценки энергетического состояния в призабойной и удаленной частях пласта позволяет выявлять зоны энергетической совместимости добывающих и нагнетательных скважин в неоднородной пластовой системе.
Овалами выделены две области повышенной околоскважинной продуктивности и пониженного пластового давления. Причин появления подобных областей несколько: потеря части закачиваемого агента в системе вертикальных трещин; негерметичность эксплуатационной колонны; ошибочные замеры пластового давления; ошибочная оценка перераспределения объемов закачки при совместной эксплуатации многопластовой системы;
78 наличие в разрезе пласта суперколлектора, не позволяющего равномерно распределяться привносимой нагнетательной скважиной энергии.
Таким образом, комплексная перекрестная диагностика системы ППД по трем показателям с использованием карт взаимного соответствия накопленной компенсации отборов закачкой, пластового давления и продуктивности нефтяной залежи позволяет выявить аномалии в геологическом строении межскважинного пространства либо зафиксировать факт непроизводительной закачки, приводящей к энергетическим потерям в системе поддержания пластового давления. Конечным результатом анализа является определение оптимального режима работы как нагнетательных, так и добывающих скважин, а также адресный объем интенсифицирующих, водоизоляционных и потокоотклоняющих мероприятий.
79 б) в)
Рис 3.38. Анализ соответствия карт трех текущих параметров нефтяной залежи перекомпенсация недокомпенсация пониж.пл.давлен. повыш.пл.давлен. перекомпенсация недокомпенсация повышен.продукт. понижен.продукт. пониж.пл.давлен. повыш.пл.давлен. повышен.продукт. понижен.продукт.
80
1 2 3 4 5 6
Вопросы для самоконтроля по теме 3
1.
Какие настройки в системе Windows и программе Surfer необходимо произвести до начала построения карт?
2.
По результатам каких исследований рассчитываются координаты пластопересечения скважин?
3.
Что такое ЧНЗ и ВНЗ и чем образованы их границы?
4.
Какие границы залежей вы знаете и как за их пределами изменяется пластовое давление?
5.
Как часто необходимо создавать фиктивные точки на «нулевой» линии аквифера?
6.
Какой метод интерполяции применяется при построении карты изобар?
7.
Почему важно подбирать интуитивно понятную цветовую шкалу карт?
8.
Почему необходимо закрывать законтурную область на карте изобар?
9.
Какие пограничные значения величин давления отображаются на карте изобар и почему?
10. В каком формате используют готовые карты изобар для составления проектных и аналитических документов и почему?
11. Какие дополнительные визуальные возможности реализованы в
Surfer и какую полезную информацию на карте изобар можно ими подчеркнуть?
12. Как с помощью карт изобар можно оценить приоритетное направление фильтрационных потоков?
13. Как выделить границу области активного влияния нагнетательной скважины и группу реагирующих добывающих скважин?
81 14. Как можно сопоставить поля распределения сразу нескольких параметров на одной карте?
15. Для чего необходимо пользоваться средствами автоматизации при построении карт изобар?
16. Какой пример анализа эффективности системы ППД с применением карт изобар приводится по тексту?
17. Какие взаимные несоответствия в показателях разработки можно выявить при наложении карт разработки?
18. Перечислить причины несоответствия карт разработки друг другу?
19. Какие рекомендации по регулированию системы ППД можно сформировать на базе перекрестного анализа карт изобар и карт компенсации отборов закачкой?
20. Критерием чего является коэффициент продуктивности
(приемистости)?
21. Что может служить результатом анализа карт изобар?
82
Содержание отчета об освоении материала по теме 3
3.1. Построить в программе Surfer карту изобар по данным своего варианта задания (Приложение 3.1, 3.2 и 3.3). Создать отдельный файл с данными только по нагнетательным скважинам и добавить слой значков нагнетательных скважин подобрав соответствующий символ (приложение 2.2 и
3.1; операции 1, 2 и 4).
3.2. Подготовить комплект файлов промежуточных операций в формате: txt, dat, bln, grd, xlsx, bas. Файл карты построенной вручную в формате srf и emf.
3.3. Построить карту изобар используя средства автоматизации Surfer
Scripter с измененным значением пластового давления по любой одной скважине.
3.4. Произвести оценку энергетического состояния объекта разработки нефтяного месторождения с применением карты изобар по варианту:
- выделить район скважин с пониженным, до критических значений, пластовым давлением;
- выделить участки межскважинного пространства с высокими градиентами давления;
- выделить группу реагирующих добывающих скважин относящихся к участку воздействия определенных нагнетательных скважин.
3.5. Опираясь на данные построенной по варианту карты изобар, выдвинуть личные предположения причин сложившейся ситуации в системе
ППД.
3.6. Составить список параметров, карты по которым помогли бы прояснить сложившуюся энергетическую картину залежи.
83
Приложение 1.1
Результаты замеров пластового давления глубинными приборами
Скважина №
Дата замера Глубина замера, м
Давление, МПа
4672 25.05.2020
-1274.0 11.7 4673 12.04.2020
-1300.1 12.2 5504 08.03.2020
-1325.5 11.8 5601 14.02.2020
-1313.3 13.1 6321 07.01.2020
-1314.8 12.5 6402 24.12.2019
-1324.4 11.9 7008 07.11.2019
-1331.1 12.3
84
Приложение 1.2
Исходные данные для расчетов приведенного пластового давления
Вар.
Принятый уровень водонефтяного контакта, м
Плотность пластовой нефти, кг/м
3
Плотность пластовой воды, кг/м
3
Дата построения карты
1
-1326.0 830 1129 01.06.2020 2
-1325.7 820 1129 01.04.2020 3
-1325.5 869 1116 01.02.2020 4
-1326.2 838 1105 01.12.2019 5
-1325.8 867 1116 01.10.2019 6
-1324.9 884 1114 01.08.2019 7
-1326.2 823 1117 01.06.2019 8
-1326.3 849 1108 01.04.2019 9
-1325.6 835 1121 01.02.2019 10
-1326.5 844 1107 01.12.2018
85
Приложение 1.3
Историческая база данных по замерам пластового давления
Скважина №
Дата замера
Приведенное по ВНК пластовое давление, МПа
4673 01.01.2015 14.3 5504 15.03.2015 14.3 7008 18.06.2015 14.3 4673 06.09.2015 14.0 5601 08.12.2015 14.1 5504 14.03.2016 13.9 4672 23.04.2016 13.6 6321 28.06.2016 13.8 4673 19.09.2016 13.4 5601 21.12.2016 13.1 5504 20.02.2017 13.6 6402 22.04.2017 13.3 5601 20.06.2017 12.8 4672 14.09.2017 13.2 4673 24.10.2017 12.8 5504 10.01.2018 12.7 4672 11.03.2018 13.1 6321 28.05.2018 12.6 5601 22.08.2018 12.4 7008 18.10.2018 12.9 4673 06.01.2019 12.2 5504 29.03.2019 12.4 6402 24.05.2019 12.6 6321 23.08.2019 12.1
86
Приложение 1.4
Рассчитанные по инклинометрии координаты пластопересечений на
кровлю продуктивного горизонта
Скважина №
Координата пластопересечения Х, м
Координата пластопересечения Y, м
4672 64.8 1080.6 4673 856.1 1382.8 5504 747.5 840.3 5601 235.5 375.3 6321 1119.9 96.2 6402 1600.9 654.3 7008 1430.2 1351.8
87
Приложение 2.1
Последовательности номеров скважин для построения эпюры
Вариант
№№ скважин эпюры
1 2829 4074 2742 2524 2
3857 4503 2742 4074 4651 3
2467 4454 2742 4551 2558 4
4039 2561 4454 4201 5
3503 3548 2558 6
3857 2524 3548 3888 7
2467 4118 2561 2829 8
4098 4039 2829 9
4039 2829 4651 10 2467 4201 3857 2524 3503
88
Приложение 2.2
Приведенное по уровню ВНК пластовое и забойное давление по скважинам
№ скважины
Фонд
Приведенное по
ВНК пластовое давление, МПа
Приведенное по
ВНК забойное давление, МПа
2467
Добывающий
11.1 8.4 2524
Добывающий
11.9 10.3 2558
Добывающий
11.8 8.9 2561
Добывающий
11.3 8.6 3548
Добывающий
11.1 8.6 3857
Добывающий
11 8.2 3888
Добывающий
12.1 9.4 4039
Добывающий
12.7 10 4074
Добывающий
12 9.2 4098
Добывающий
12.4 10.4 4201
Добывающий
12.6 10.6 4454
Добывающий
11.3 9
4457
Добывающий
12.6 10.1 4503
Добывающий
11.8 9
4551
Добывающий
11.5 8.9 4620
Добывающий
11.5 9.2 4651
Добывающий
12.4 10.2 2742
Нагнетательный
14.5 16.4 2829
Нагнетательный
14 16.6 3503
Нагнетательный
14.4 15.9 4118
Нагнетательный
13.9 15.7
89
Приложение 3.1
Исходные данные для построения карты изобар
Координата пластопересечения скважины
Номер скважины
Величина приведенного пластового давления, МПа
X
Y
S
PPL
621.4 172.5 2467 11.1 1419.1 300.7 2524 11.9 1523.5 709.0 2558 11.8 611.9 566.6 2561 11.3 1651.7 471.6 3548 11.1 1233.9 163.0 3857 11.0 1803.6 623.6 3888 12.1 431.5 780.2 4039 12.7 930.0 751.7 4074 12.0 270.1 500.1 4098 12.4 906.3 148.8 4201 12.6 830.3 338.7 4454 11.3 1950.8 428.9 4457 12.6 1082.0 329.2 4503 11.8 1376.3 533.3 4551 11.5 868.3 533.3 4620 11.5 1072.5 960.6 4651 12.4 1110.5 533.3 2742 14.5 711.6 875.2 2829 14.0 1699.2 286.5 3503 14.4 526.5 367.2 4118 13.9
90
Приложение 3.2
Координаты контура нефтеносности в формате "BLN"
Количество записей, тип линии, координата Х и Y внешнего внутреннего
X, Y продолжение
X, Y
50, 1 26, 1 69.8, 436.6 1857.6, 793.5 428.9, 588.7 60.0, 544.7 1965.6, 747.7 491.2, 696.8 109.1, 649.5 1998.4, 678.9 576.3, 726.2 207.3, 705.1 2011.5, 616.7 707.3, 736.0 243.4, 787.0 2047.5, 564.3 798.9, 703.3 253.2, 849.2 2109.7, 502.1 926.6, 660.7 289.2, 895.0 2132.6, 403.9 1047.8, 654.2 361.2, 908.1 2103.1, 299.1 1195.1, 637.8 446.4, 914.7 1985.3, 259.8 1316.3, 654.2 515.1, 960.5 1893.6, 217.3 1463.6, 654.2 610.1, 1016.2 1795.4, 207.4 1555.3, 628.0 777.1, 1058.7 1638.2, 191.1 1663.3, 588.7 872.0, 1055.5 1507.2, 151.8 1751.8, 523.2 980.1, 1058.7 1356.6, 66.6 1741.9, 411.9 1078.3, 1075.1 1222.4, -2.1 1568.4, 382.4 1176.5, 1062.0 1032.5, -8.7 1371.9, 389.0 1271.5, 1016.2 780.3, 11.0 1227.9, 313.7 1294.4, 940.9 587.2, 17.5 1080.5, 231.8 1238.7, 849.2 423.4, 63.4 965.9, 238.4 1189.6, 764.1 371.1, 135.4 841.5, 238.4 1192.9, 695.3 321.9, 250.0 720.4, 258.0 1281.3, 711.7 204.1, 315.5 635.2, 353.0 1389.4, 747.7 132.0, 358.1 546.8, 428.3 1500.7, 770.6 69.8, 436.6 461.7, 467.6 1612.0, 796.8 422.4, 529.8 1716.8, 803.4 428.9, 588.7
91
Приложение 3.3
Данные для выполнения индивидуального задания
Вариант
Давление насыщения нефти газом,
МПа
Начальное пластовое давление,
МПа
1 2829 4074 2
3857 4503 3
2467 4454 4
4039 2561 5
3503 3548 6
3857 2524 7
2467 4118 8
4098 4039 9
4039 2829 10 2467 4201
92
Приложение 3.4
Исходный код программы на языке Visual Basic для Surfer Scripter
Sub Main
Dim SurferApp As Object
Set SurferApp = CreateObject("Surfer.Application")
SurferApp.Visible = True
Dim Plot As Object
Set Plot = SurferApp.Documents.Add
'Необходимо уточнить путь к файлам карты
MyPath="E:\MyProject"
'Создание и отображение поверхности
DataFile = MyPath + "\PPLA.txt"
OutGrid = MyPath + "\PPLA.grd"
SurferApp.GridData (DataFile:=DataFile, xCol:=1, yCol:=2, zCol:=4, _
Algorithm:= srfKriging, _
ShowReport:=False, OutGrid:=OutGrid)
Set MapFrame = Plot.Shapes.AddContourMap(GridFileName:=OutGrid)
Set ContourMap = MapFrame.Overlays(1)
ContourMap.Name = "PPLA"
ContourMap.FillContours = True
ContourMap.SmoothContours = srfConSmoothHigh
Set Levels = ContourMap.Levels
93
Продолжение приложения 3.4 n = Levels.Count
ColorInc = 255.0 / (n-1)
For i=1 To n
ColorInc = 255.0 * (i-1) / (n-1)
Levels(i).Fill.ForeColor = RGB(ColorInc,50,255-ColorInc)
Next i
'Отображение точек и подписей
PointFile = MyPath + "\PPL1.txt"
Set MapFrame1 = Plot.Shapes.AddPostMap(DataFileName:=PointFile, xCol:=1, _ yCol:=2,LabCol:=4)
Set PostMap1 = MapFrame1.Overlays(1)
PostMap1.Name = "PPL"
PostMap1.Symbol.Set = "GSI Default Symbols"
PostMap1.Symbol.Index = 12
PostMap1.LabelFont.Face = "Times New Roman"
PostMap1.LabelFont.Size = 14
PostMap1.LabelFont.Color = srfColorRed
PostMap1.LabelPos = srfPostPosUser
PostMap1.LabelXOffset = 0.650
PostMap1.LabelYOffset = 0.000
Set MapFrame2 = Plot.Shapes.AddPostMap(DataFileName:=PointFile, xCol:=1, _ yCol:=2,LabCol:=3)
Set PostMap2 = MapFrame2.Overlays(1)
PostMap2.Name = "SKV"
PostMap2.Symbol.Set = "GSI Default Symbols"