Yessenov forum «ЖАҢа мағыналар»
жүктеу/скачать 7,85 Mb. Pdf көрінісі
|
itog
| Ключевые слова: заводнение, диаграмма вороного, пространственный фактор,
структурный фактор, фильтрационный фактор, фактор давления, объемный фактор, регрессионый анализ, коэффицент распределения закачки, компенсация.
Критерием эффективности заводнения является значение компенсации жидкости закачкой. Однако, мы его определяем в целом по объектам и по месторождению. Так вот в методике Анкудинова предлагается анализ эффективности заводнения по скважинам, то есть критерием эффективности в данном случае является значение компенсации жидкости закачкой воды по скважинам [1]. Осуществляется это следующим образом. Формула определения компенсации [2]: 𝑘 =
𝑄 зак.
𝑄 жид.
× 100 % 𝑘 – компенсация отборов жидкости закачкой воды, %; 𝑄 зак.
- объем закачанной воды, м 3 ; 𝑄 жид.
- объем отобранной жидкости, м 3 . У нас имеется объем закачанной воды в месторождение, но нет объема закачанной воды достигшей определенной добывающей скважины. Для этого по методике Анкудинова определяется коэффициент распределения закачанной воды. В определении коэффициента участвуют следующие факторы, влияющие на эффективность закачки: Пространственный фактор. Структурный фактор. Фильтрационный фактор. Фактор изменения давления. Объемный фактор. Ниже приведена характеристика фактора и формула ее определения [2]. Пространственный фактор 𝜑 пр.𝑖 характеризует эффективность закачки в зависимости от расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами. Чем ближе расположена добывающая скважина к нагнетательной скважине, тем больше вероятность эффективной закачки. Определяется этот фактор следующим образом: 𝑎) 𝑆
𝑖 = √(𝑥
н − 𝑥
д ) 2 + (𝑦 н − 𝑦 д ) 2 , 𝑏) 𝛿
𝑖 = ∑ 𝑆 𝑖 𝑛 𝑖=1 𝑆 𝑖 , 𝑐) 𝜑
об.𝑖 = 𝛿 𝑖 ∑ 𝛿 𝑖 𝑛 𝑖=1 . где 𝑆
𝑖 - расстояние от нагнетательной скважины к добывающей скважине;
𝑥
𝑥 д 𝑦 н 𝑦 д - координаты нагнетательных и добывающих скважин, соответственно;
𝛿
- промежуточный параметр; ∑
𝑆 𝑖 𝑛 𝑖=1 – сумма расстояний всех реагирующих скважин до нагнетательной скважины. Структурный фактор 𝜑 стр.𝑖 характеризует эффективность закачки в зависимости от глубины залегания пласта вскрытых скважинами. Определяется параметр следующим образом [2]: ∆𝑍 𝑖
наг. − 𝑍
доб.𝑖 , 𝐾 𝑍 𝑖 = 1 − ∆𝑍 𝑖 𝑍 𝑚𝑎𝑥 − 𝑍
𝑚𝑖𝑛 ,
178
𝜑 стр.𝑖 = 𝐾 𝑍 𝑖 ∑ 𝐾 𝑍 𝑖 𝑛 𝑖=1
. где ∆𝑍
𝑖 – разница между глубинами залегания участков пласта, вскрытых нагнетательной и добывающими скважинами;
𝑍 наг.
𝑍 доб.𝑖 – абсолютная отметка кровли пласта, вскрытого нагнетательной и добывающими скважинами, соответственно.
𝐾
𝑖 – промежуточный параметр, характеризующий различие в глубине залегания вскрытых участков пласта при условии, что на глубине залегания пласта, вскрытого нагнетательной скважиной, этот параметр будет равен единице;
𝑍
𝑍 𝑚𝑖𝑛 – максимальное и минимальное значения абсолютной глубины залегания пласта. ∑ 𝐾
𝑖 𝑛 𝑖=1 - сумма промежуточных параметров. Фильтрационный фактор 𝜑 𝐾𝐻 характеризует эффективность закачки в зависимости от проводимости пласта. [2] 𝜑 𝐾𝐻 = 𝐾 прон.𝑖 × 𝐻 н−нас.𝑖
∑ 𝐾 прон.𝑖 × 𝐻 н−нас.𝑖
𝑛 𝑖=1
, где 𝐾
прон.𝑖 – средняя проницаемость по пласту, мД;
𝐻
- эффективная толщина пласта, м. Фактор изменения давления 𝜑 пл.𝑖 характеризует эффективность закачки в зависимости от изменения давления в районе добывающей скважины [2]. 𝑃 𝑖 = 𝑃 нач.
− 𝑃 доб.𝑖
, 𝛿 𝑖 = ∑ 𝑃 𝑖 𝑛 𝑖=1 ∆𝑃 𝑖 , 𝜑 пл.𝑖
= 𝛿 𝑖 ∑ 𝛿 𝑖 𝑛 𝑖=1
. где 𝑃
нач. – начальное пластовое давление;
𝑃
- текущее пластовое давление по добывающим скважинам. Объемный фактор 𝜑 об.𝑖 характеризует эффективность закачки в зависимости от объема нескомпенсированной жидкости каждой добывающей скважины [2]: 𝑄 неск.(𝑖) нак. = 𝑄
неск.(𝑖−1) нак.
+ 𝑄 ж(𝑖)
тек. − 𝑄
зак.(𝑖−1) тек.
× 𝜑 (𝑖−1)
𝜑 об.𝑖 = 𝛿 𝑖 ∑ 𝛿 𝑖 𝑛 𝑖=1
где 𝑄
неск.(𝑖) нак.
– накопленная величина нескомпенсированной жидкости;
𝑄 неск.(𝑖−1) нак. – накопленная величина нескомпенсированной жидкости в предыдущий момент времени;
𝑄 ж(𝑖)
тек. – величина добытой жидкости за текущий период
𝑄
тек. – объем закачанной нагнетательной скважиной воды за предыдущий период времени;
𝜑 (𝑖−1)
– коэффициент распределения закачки за предыдущий период времени (д. ед.) Напомню, что все эти факторы определяются для вычисления коэффициента распределения закачки: 𝜑 𝑖
пр. × 𝛾
1 + 𝜑
стр. × 𝛾
2 + 𝜑
𝐾𝐻 × 𝛾
3 + 𝜑
𝑃 × 𝛾
4 + 𝜑
об. × 𝛾
5
где 𝛾 1 , 𝛾
2 , 𝛾
3 , 𝛾
4 , 𝛾
5 - весовые доли каждого фактора. 179
Весовые факторы определяются регрессионным анализом, где в качестве зависимых значений выступают вся вычисленные факторы по скважинам, а в качестве независимого значения – фактическая накопленная добыча нефти за этот период. Регрессионный анализ – это статистический метод исследования влияния одной или нескольких независимых переменных X 1 , X
2 , …X
n на зависимую переменную Y. В выводах этого анализа приводятся коэффициенты влияния каждой переменной, с помощью которых и определяются те самые весовые доли переменной, в нашем случае весовые доли влияния фактора. Тем самым определив необходимый для дальнейших расчетов коэффициент распределения закачки можно перейти к распределению закачки по добывающим скважинам, т.е. найти компенсацию отборов жидкости закачкой по каждой скважине : 𝑉 𝑖
зак. × 𝜑
𝑖
𝑘 𝑖 тек.
= ∑ 𝑉
1…𝑛 тек.
𝑄 𝑖 тек. × 100 % 𝑘 𝑖 нак. = ∑ 𝑉 𝑖 нак.
𝑄 𝑖 нак. × 100 % 𝑉 𝑖 - количество воды (т), поступившее от нагнетательной скважины к добывающей за период; 𝑄 зак.
- объем воды, закачанный нагнетательной скважиной за период; 𝜑 𝑖 - текущее значение коэффициента распределения закачки для конкретной добывающей скважины; ∑ 𝑉 1…𝑛
тек. , ∑
𝑉 𝑖 нак. - суммарное количество закачанной воды, поступившей к данной добывающей скважине от всех нагнетательных, влияющих на нее (за текущий период и за весь период эксплуатации, соответственно); 𝑄 𝑖 тек. , 𝑄 𝑖 нак.
- количество жидкости, отобранное добывающей скважиной в пластовых условиях (текущее накопленное, соответственно). Конечный результат достигается построением карт текущей и накопленной компенсации на любую дату, а также графиков компенсации по каждой добывающей скважине в динамике. Для примера был выполнен анализ эффективности заводнения данной методикой на одном из месторождений, название которого не столь важно. Используем один из его объектов. Это месторождение открыли в 1967 г. В промышленную разработку ввели в 2003 г. Закачку воды начали в 2014 г., что облегчает процесс определения накопленной компенсации. Продуктивными горизонтами на месторождении являются юрские горизонты, коллектор – терригенный. Глубина залежей изменяется от 1953 м до 2540 м. Начальное пластовое давление составляло 19,6 МПа. Текущее пластовое давление по скважинам изменяется от 16,9 МПа до 19,2 МПа. Период, за который выполнялся анализ эффективности, составляет 4 года (2014-2017 гг.). На объекте месторождения закачку ведут две скважины, добывают четыре скважины. Одна из добывающих во втором полугодии 2014 г. переведена на другой объект. Первый шаг. Для начала необходимо разделить нагнетательные скважины с добывающими на группы. В этом поможет диаграмма Вороного. Построим две диаграммы Вороного: одна по всему фонду скважин, а другая по нагнетательному фонду и затем совместим их (рисунки 1,2). 180
Рисунок 1- Диаграмма Вороного по всему фонду скважин
Рисунок 2- Диаграмма Вороного по нагнетательным скважинам
Диаграмма Вороного делит площадь месторождения на равные участки. Как видите у каждой скважины свой участок. Диаграмма Вороного по нагнетательным скважинам для того чтобы узнать участок каждой нагнетательной скважины, в нашем случае участки двух скважин – 5 и 202. Затем строится совмещенная карта диаграмм Вороного для разделения добывающих скважин по влияющим на них нагнетательным скважинам. Здесь образуется 2 группы скважин: первая это группа нагнетательной скважины 5 (добывающие 201, 100 и 101 - небольшой охват участка скважины) и вторая это группа нагнетательной скважины 202 (добывающие 100 – также небольшой охват участка, 101 и 102). Далее будем говорить группа скважины 5 и группа скважины 202 (рисунок 3).
181
Рисунок 3- Совмещенная карта диаграмм Вороного
Здесь образуется 2 группы скважин: первая это группа нагнетательной скважины 5 (добывающие 201, 100 и 101 - небольшой охват участка скважины) и вторая это группа нагнетательной скважины 202 (добывающие 100 – также небольшой охват участка, 101 и 102). Далее будем говорить группа скважины 5 и группа скважины 202. Второй шаг. Дальнейшим шагом является определение факторов. Начнем с первой группы. Группа скважины 5. Пространственный фактор 𝜑 пр.𝑖
. Этот фактор определяется по координатам скважин. Чем ближе расположена добывающая скважина к нагнетательной скважине, тем большая доля закачанной воды поступает в эту скважину. Как видно на рисунке, к нагнетательной скважине ближе расположена скважина 201, поэтому в ней и наблюдается больший фактор, остальные скважины по мере отдаленности имеют меньший фактор. Структурный фактор 𝜑 стр.𝑖
скважине. Чем глубже расположена скважина, тем больше закачанной воды поступает в нее. В нашем случае такой скважиной является скважина 201, поэтому и больший фактор Фильтрационный фактор 𝜑 𝐾𝐻
нефтенасыщенной толщине пласта. Чем больше проницаемость пласта и больше толщина пласта, тем больше закачанной воды поступает в эту скважину. Этим параметрам соответствует скважина 100, имеющая большую эффективную толщину. Эти три фактора в течение разработки месторождения остаются постоянными до тех пор, пока скважину не остановят или не переведут на другие горизонты или вообще на другой объект. Группа скважины 202. Пространственный фактор 𝜑 пр.𝑖
. Самой ближайшей скважиной по координатам является скважина 102, соответственно и пространственный фактор этой скважины самый наибольший.
182
Структурный фактор 𝜑 стр.𝑖
Самая глубокая по кровле коллектора скважина 101, соответственно самый наибольший структурный фактор у этой скважины. Фильтрационный фактор 𝜑 𝐾𝐻
100, соответственно у этой скважины наибольший фильтрационный фактор. У нас остались нерассмотренными еще два фактора: Фактор изменения давления 𝜑 пл.𝑖
Объемный фактор 𝜑 об.𝑖
необходимо определять каждый год. Группа скважины 5 Объемный фактор 𝜑 об.𝑖
Объемный фактор определяется по величине не скомпенсированной жидкости. Чем больше объем не скомпенсированной жидкости в скважине, тем ниже пластовое давление в скважине, следовательно, больше закачанной воды поступает именно в эту скважину. Такой скважиной в нашем случае является скважина 100. Фактор изменения давления 𝜑 пл.𝑖
начала разработки и на текущую дату. Чем меньше снижение текущего пластового давления от начального давления, тем эффективнее закачка в этих в скважинах. В нашем случае это скважина 100. Группа скважины 202. Объемный фактор 𝜑 об.𝑖
Скважиной, имеющей наибольший объем не скомпенсированной жидкости, является скважина 100, соответственно наибольший объемный фактор у этой скважины. Фактор изменения давления 𝜑 пл.𝑖
100. Третий шаг. Все факторы для обоих групп найдены, следовательно, переходим к определению самого главного коэффициента – коэффициента распределения закачки. Коэффициент распределения закачки 𝝋 𝒊 по группе скважины 5 Коэффициент распределения закачки определяется произведением всех факторов и их весовых коэффициентов. Как видно из рисунка, больший объем закачанной воды от нагнетательной скважины 5 поступает в скважину 100 несмотря на то, что скважина расположена дальше. Группа скважины 202. Коэффициент распределения закачки 𝝋 𝒊 по группе скважины 202 Больший объем закачанной воды от нагнетательной скважины 202 также поступает в скважину 100. Следовательно, в скважину 100 поступает вода и со скважины 5 и со скважины 202. Самый больший накопленный отбор нефти также наблюдается в этой скважине. Значит, в настоящее время закачка эффективна в основном для скважины 100. Чем точнее определен каждый фактор, тем точнее будет наш коэффициент, распределяющий закачку по скважинам. Почему я это говорю?! Если в пространственных и структурных факторах мы можем не сомневаться, то в остальных факторах мы зависим от полученных данных. Например, при определении фильтрационного фактора нам необходимо значения проницаемости по ГДИС, то есть здесь мы зависим от качества выполненных исследований и от качества интерпретации,
183
при определении фактора изменения давления, мы зависим от качества проведенного замера пластового давления, при определении объемного фактора мы зависим от данных полученных от Недропользователя. Для точного анализа заводнения нам необходимы более точные данные. Четвертый шаг. Переходим к завершающему шагу – к построению карты компенсации отборов жидкости закачкой воды. Так как у нас известен коэффициент распределяющий закачку по скважинам то, следовательно, у нас есть текущая и накопленная компенсации отборов по каждой скважине. На рисунке 4 приведена карта накопленной компенсации отборов жидкости закачкой воды, на которой можно увидеть эффективные и не эффективные зоны.
Рисунок 4 - Карта накопленной компенсации отборов жидкости закачкой
Как видно на рисунке, район скважины 102 не охвачен заводнением, что объясняется меньшим структурным фактором, а также и с меньшими остальными факторами. Закачанная вода уходит в скважины, где отметка кровли коллектора глубже. На районах скважин 100 и 101 можно увидеть эффективное влияние заводнения, что связано с высокими факторами изменения давления и фильтрационным фактором. Почему мы не анализируем район скважины 201, так это потому что скважина переведена на другой объект. Тогда скажите вы почему мы ее вообще считаем и показываем на карте, потому что на момент закачки эта скважина работала на данном объекте, а значит закачанная вода уходит и в эту скважину. Эта скважина не будет участвовать в распределении закачки тогда, когда накопленная компенсация отборов жидкости по этой скважине достигнет 100 %. Вывод Данная методика позволяет строить карты компенсации отборов жидкости по скважинам, на которых мы можем более точнее определять проблемные зоны, а значит можем управлять процессом заводнения. Эту методику можно совершенствовать, добавляя все больше факторов что только уточнит наш анализ эффективности заводнения.
184
ЛИТЕРАТУРА 1. Совершенствование методов анализа системы заводнения и повышения эффективности закачки воды в нефтяной пласт// Анкудинов А.А. – Диссертация. – Тюмень, 2017. – 114 с. 2. Методика распределения объемов закачиваемой воды по площади нефтяного месторождения// Анкудинов А.А., Ваганов Л.А. – Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2013. - № 9 – с. 19-24.
жүктеу/скачать 7,85 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|