Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
44 Остаточные запасы нефти и форма их нахождения на разных иерархических уровнях объекта разработки
После окончания разработки или на средней и поздней стадии разработки месторождения, в нем остается значительное количество остаточной нефти. На основании разработки и обобщения опыта промысловых работ по нефтеотдаче выделены следующие типы остаточной нефти: рассеянная нефть, нефть находящаяся в виде отдельных капель в порах или в виде пленки, обволакивающих зерна породы, эта нефть прочно удерживается поверхностными силами; целики капиллярно-удержанной нефти, образующиеся вследствие значительной неоднородности пласта; целики нефти в тех участках пласта, где процесс нефтеизвлечения происходит значительно медленнее, чем в основной массе коллектора (нефть в малопроницаемых зонах, блоках); целики нефти, остающиеся вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения в неоднородных пластах (послойной неоднородных пластах) с полной гидродинамической связью зон различной проницаемости; остаточная нефть в невыработанных изолированных прослоях или зонах пониженного градиента давления.
Остаточная нефть в плохо выработанных прослоях и зонах, а также частично в целиках, возникающих вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения внутри пласта, может быть успешно добыта с применением различных методов интенсификации добычи и вторичных методов повышения нефтеотдачи.
Формы нахождения остаточных запасов на разных иерархических уровнях:
|
Структурный уровень, номер п/'п |
Геологические тела |
Виды характеристик и связи |
Характер выработки. Распределение остаточных запасов |
||
|
по Ю.А Косыгину |
по Л.Ф. Дементьеву |
по М.А. Токареву |
|||
|
3 |
5 |
4 |
Гидродинамически несвязанные пласты, каждый из которых представляет систему гидродинамически связанных пропластков |
Кр > 1 Кп < 1, Клс = 0 |
Остаточные запасы в линзах, полулинзах, тупиковых зонах, промежуточных тонких пластах, поpax породы и в виде капиллярно-удержанной, пленочной нефти |
|
3 |
Гидродинамически связанные пласты |
Kр >1 Кп < 1 Клс <1 |
Остаточные запасы в полулинзах, тупиковых зонах, порах породы и в виде капиллярно- удержанной, пленочной нефти |
||
|
2 |
3-4 |
2 |
Песчаный пропласток |
Кп = 1 Кп = 1 Клс =1 |
Остаточные запасы в поpax породы, в тупиковых, зонах и в виде капиллярно-удержанной, пленочной нефти |
|
1 |
1-2 |
1 |
Элементарный уровень |
Остаточные запасы вида капиллярно-удержанной, пленочной нефти |
Примечание: Кр - коэффициент расчлененности, Кп - коэффициент песчанистости, Клс - коэффициент литологической связанности.
45 Карты выработки удельных запасов. Их построение, анализ, решаемые задачи.
Анализ характера выработки залежи проводят по картам заводнен ной и остаточной нефтенасыщенных толщин пласта. Рассмотренные карты при анализе лучше совмещать и изучать в ди намике. Например, анализ выработки в скважинах проводится путем со ставления карт отношения суммарной добычи нефти к первоначальному балансовому запасу по скважинам в условной зоне дренажа. Под условной зоной дренажа понимается площадь, дренируемая (разрабатываемая) од ной скважиной. Методика построения заключается в разбиении площади месторождения на условные зоны дренажа скважин исходя из того, что зона дренажа каждой скважины ограничивается половиной расстояния меж ду соседними скважинами. Для каждой зоны рассчитываются первона чальные геологические запасы нефти. Отношение накопленной добычи нефти из скважины к первоначальному запасу нефти условной зоны дает сравнительную характеристику выработки скважин. Если данное отноше ние какой-либо скважины больше отношения накопленного отбора нефти из пласта к геологическим запасам пласта в целом, то данная скважина да ет нефть и за счет запасов соседних скважин.
Для решения вопроса о степени выработанности пластов используется методика Ковалева. Методика позволяет определить величину удельных запасов, приходящихся на одну добывающую скважину, выявить слабо вырабатываемые запасы пласта и учитывает: время работы скважины в месяцах; время промышленной эксплуатации залежи или участка; объем добытой жидкости на дату подсчета как по скважине, так и по участку; геологические запасы эксплуатационного объекта.
Карты выработки удельных запасов используются при регулировании разработки для оптимизации плотности сетки скважин и расположения скважин по объекту, для изменения системы заводнения. При анализе карты удельных запасов, если имеется зона, в которой к действующей скважине приурочены запасы больше оптимальных, зоны приурочены к неоднородной части объекта, то здесь могут быть остаточные запасы, которые можно вовлечь в разработку.
46 Карты разработки. Карты текущих и суммарных отборов. Построение, анализ, решаемые задачи.
В настоящее время для контроля разработки широко используются карты разработки (суточных накопленных дебитов скважин месторожде ния с разделением добычи по нефти, воде и жидкости), обводненности продукции, изобар (замеренные давления в скважинах), распределения физико-химических свойств пластовых флюидов и т.д. На них обычно нано сится начальная (текущая) поверхность ВНК, указывается масштаб по строения, а на картах разработки - способ эксплуатации, категория, объект эксплуатации скважин.
Карты физико-химических параметров пластовых флюидов состав ляются для установления распределения свойств по площади месторожде ния, направления и скорости движения жидкости.
Карта изобар позволяет определить нейтральные линии тока, на правление фильтрации жидкости в пласте, величины градиентов давления, застойные зоны, выбрать участки для проведения воздействия на пласт. Такие карты составляются по методике интерполяции величин параметров между скважинами. Частота изолиний выбирается исходя из вариации ве личин параметров и погрешности определения.
Анализ характера выработки залежи проводят по картам заводнен ной и остаточной нефтенасыщенных толщин пласта. Рассмотренные карты при анализе лучше совмещать и изучать в ди намике. Например, анализ выработки в скважинах проводится путем со ставления карт отношения суммарной добычи нефти к первоначальному балансовому запасу по скважинам в условной зоне дренажа. Под условной зоной дренажа понимается площадь, дренируемая (разрабатываемая) од ной скважиной. Методика построения заключается в разбиении площади месторождения на условные зоны дренажа скважин исходя из того, что зона дренажа каждой скважины ограничивается половиной расстояния меж ду соседними скважинами. Для каждой зоны рассчитываются первона чальные геологические запасы нефти. Отношение накопленной добычи нефти из скважины к первоначальному запасу нефти условной зоны дает сравнительную характеристику выработки скважин. Если данное отноше ние какой-либо скважины больше отношения накопленного отбора нефти из пласта к геологическим запасам' пласта в целом, то данная скважина да ет нефть и за счет запасов соседних скважин.
Предельная величина запасов: -для маловязких 300000 тонн; - для высоковязких 150000 тонн.
Имея точные данные строятся графики разработки (по пласту А на 01.01.2009).
kнеодII < kнеодI
kнеодII < kнеодIII
kнеодI < kнеодIII
Соответствие геологическим условиям
Не соответствует геологическим условиям
Должны регулировать с помощью системы заводнения, увеличить количество скважин и тогда (то что в кружке на последнем рисунке) – анализ разработки в первом приближении (интегральный метод).
Когда мы знаем анализ разработки на начальной стадии мы имеем такую характеристику:
В зоне неустойчивого обводнения, в этом случае мы должны делать синтетические графики.
График начинаем анализировать по τ, а заканчиваем по обводненности, так как они совпадают.
При анализе разработки небольших и средних объектов на начальном этапе при построении координат обводненности продукции у нас будут колебания, поэтому лучше начинать с безразмерного времени τ, но конечное τ у всех объектов разработки разное, поэтому при установлении обводненности переходим на %, об.
Это нам нужно для построения репрессионых моделей:
η = f (x1, x2, …, xn), t = 0,1.
η = f (x1, x2, …, xn), 50% В.
Карта изобар – один из важнейших инструментов контроля за разработкой, доступных всем разработчикам, составляется в ЦНИПРе (4 раза в год). По картам изобар решается большое количество задач по анализу разработки и принимаются решения по регулированию разработки.
Карты разработки.
Основные назначения:
- карта текущих отборов.
* - условные обозначения.
* 1) - внешний и внутренний контур нефтеносности;
2) ∆ - нагнетательные скважины, 1 мм радиуса = 2000 жид м3/год;
3) 108/1.1.1985 – дата ввода.
- суммарных отборов:
- настоящее количество добычи нефти. Месячная обводненность продукции. 1 мм радиуса = 5000 м3.
- 1 мм радиуса = 10000 м3.
- боковой ствол.
- Карта выработки удельных запасов:
- 1мм радиуса = 20 000 м3.
Считаются запасы по объемной формуле:
Q = FhmβρQ, рассч. площадь карта площади отборов позволяет решать задачу выбора режима работы скважины и регулирование режима работы скважины без изменения системы разработки.
Карта суммарных отборов позволяет получить представление о характере выработки объектов. Позволяет решать задачу режима работы скважины и регулировать режим работы с частичным изменением системы разработки.
47 Классификация методов регулирования разработки. Понятие об основных группах регулирования и их связь с геологическими условиями.
СМ 37-38
Регулирование разработки – это процесс управления движением н., г. и в. в продуктивном пласте забоем добывающей скважины. Цель регулирования разработки это достижения на каждом этапе разработки максимальной добычи по каждому отдельно пласту и в целом по месторождению. Регулирование или оптимизацию проводят на основе ряда критерия, которые подразделяются на группы:: 1)технологический критерий: -максимальный текущий уровень и максимальный накопленный отбор н. и г., -минимальный объём добывающей и закачиваемой воды, -максимальный коэффициент охвата пласта и др., 2) экономические критерии: -минимальные накопительные вложения, эксплуатационные затраты, - себестоимость н. и г. и др. Методы регулирования процесса разработки можно классифицировать и по признаку изменения воздействия: 1) без изменения системы воздействия на пласт и без добуривания скважин: -воздействие на ПЗП с целью увеличения гидродинамического совершенства скважин, и увеличения их продуктивности (приёмистости), -изоляция (ограничение) притока воды к добывающей скважине, -выравнивание и расширение профиля притока н. и г. и закачки воды по толщине пласта, -изменение технологических режимов работы скважин (увеличение, снижение, остановка и форсированный отбор в добывающих и нагнетательных скважинах), -одновременно раздельная эксплуатация добывающих скважин или одновременно раздельная закачка воды в нагнетательных скважинах в многопластовых месторождениях. 2) Частичное или полное изменение системы воздействия, и добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин: -добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин или возврат скважин с других горизонтов, -частичное изменение системы, воздействие на пласт (очаговое заводнение, крупномассивное применение гидродинамических и физикохимических методов увеличения н. и г.отдачи пластов), -полное изменение системы воздействия на пласт (переход с законтактного во внутриконтактное заводнение), разрезание залежи на отдельные блоки, -разукрупнение или слияние объектов разработки. Регулирование разработки месторождения осуществляется в течение всей жизни месторождения. Круг задач, решаемых методами регулирования разработки определяется стадией разработки месторождения. СМ 37-38, 48-49
48-49 Классификация методов регулирования без и с изменением системы разработки
Оптимальным или рациональным будет такое регулирование, которое обеспечивает для данного состояния залежи максимальную добычу нефти, т.е. максимальный прирост текущей нефтеотдачи в целом по месторождению. Путем использования различных методов и мероприятий по регулированию необходимо стремиться улучшить динамику добычи нефти, рассчитанную в проекте разработки.
Принципы регулирования, как обеспечение равномерного стягивания контуров нефтеносности или обеспечение одновременной выработки всех пластов многопластового месторождения, не являются оптимальными (рациональными), так как сдерживают темпы разработки и ухудшают технико-экономические показатели эксплуатации в целом по месторождению.
Следует в то же время отметить, что не любое регулирование, которое обеспечивает максимальный прирост текущей нефтеотдачи, может быть оптимальным, а только такое, которое одновременно позволяет этого достичь при минимальном объеме добычи попутной воды.
Коротко о методах регулирования и эффективности некоторых из них.
На нефтяных промыслах сегодня применяется весьма широкий арсенал методов регулирования.
Их разделили на две группы:
1) методы и средства регулирования без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин;
2) методы и средства регулирования путем частичного изменения системы воздействия и путем добуривания новых эксплуатационных и нагнетательных скважин.
К первой группе могут быть отнесены следующие методы и средства регулирования:
а) увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, различные модификации кислотных отработок, применение поверхностно-активных веществ и пен и др.);
б) изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и др.);
в) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды по мощности пласта (селективная закупорка с помощью химреагентов, пен и механических добавок, закачка воздуха и инертных газов, закачка загущенной воды и др.);
г) изменение режимов работы эксплуатационных скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);
д) изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки воды, перераспределение закачки по скважинам, периодическая закачка, применение повышенного давления нагнетания);
е) одновременно-раздельная эксплуатация скважин;
ж) одновременно-раздельная закачка воды на многопластовом месторождении.
49
Ко второй группе могут быть отнесены следующие методы и мероприятия по регулированию:
а) добуривание эксплуатационных и нагнетательных скважин, количество которых в основном определено в проектном документе (резервные скважины);
б) приближение фронта нагнетания путем добуривания новых скважин или переноса нагнетания в существующие скважины;
в) организация очагового заводнения;
г) изменение направления фильтрационных потоков.
Эффективность каждого из этих методов различна, но, однако, из опыта разработки известно, что наибольшую эффективность дают такие методы, как изменение режимов работы эксплуатационных и нагнетательных скважин из первой группы и все методы второй группы.
Например, на всех месторождениях широко используется регулирование путем перераспределения отборов жидкости по скважинам. Скважины внешних рядов, дающие большой процент воды, "зажимаются", а скважины внутренних рядов, безводные или малообводненные, "разжимаются". Делается это интуитивно и эффективность такого регулирования не подсчитывается. Однако оказывается, что эффект от такого перераспределения может быть очень высокий. Так, на Константиновской площади в Башкирии он составил за 19 лет разработки 22% от накопленной добычи нефти за это время.
Весьма высока также эффективность отключения высокообводненных скважин, которая видна на характеристиках вытеснения по Зольненскому, Яблоновому оврагу, Губинскому и Заборовскому месторождениям. Характеристики вытеснения являются для весьма продолжительного водного периода разработки хорошим критерием оценки эффективности мероприятии по регулированию. Если эта зависимость, в полулогарифмических координатах является прямой, то отклонения от нее будут показывать эффект от мероприятий по регулированию.
Характеристики вытеснения обычно представляются безразмерным по отношению к балансовым запасам нефти, т.е. в целом по залежи или месторождению. Но когда требуется сравнить эффективность мероприятий по регулированию, проводимых на разных участках или по разным пластам одного и того же месторождения, то удобнее пользоваться так называемыми обобщенными характеристиками вытеснения. Здесь за единицу измерения по оси абсцисс берется фиксированное одинаковое по всем участкам или пластам отношение фактически добытого количеств жидкости к фактически добытому количеству нефти.
50 Вопроса нигде нет, даже в Эл. Библиотеке. Спрошу его на консультации