Карты разработки и карты текущих и суммарных отборов. - Ответы по контролю и регулированию разработки нефтяных и газовых месторождений. Карта отборов нефти


Геологический контроль процесса разработки. Фонд скважин. Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК.

При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором ( по нефтяным скважинам) приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважин по жидкости (безводный – по нефти, обводненной – по нефти и воде) измеряется в с помощью автоматизированных групповых установок типа «Спутник». Пользование такими установками позволяет установить отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости.

при недостаточно надежной работе систем «Спутник» обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа «Агат-1», а при использовании индивидуальной замерной установки – турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, установленным на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (в вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить приостановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

дебиты скважин при добычи природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, - поплавковыми, мембранными, сильфонными.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпритации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большоет значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

 

Пластовое давление контролируется путем замеров статического давления по каждой скважине. При контроле используется приведенное пластовое давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость

Контроль за пластовой температурой заключается в измерении температуры в скважинах, а также температуры нагнетаемой в пласт воды.

Контроль за равномерным перемещением ВНК осуществляется через наблюдательные скважины с помощью геофизических исследований (определяется текущая глубина ВНК).

Контроль за равномерным стягиванием контура нефтеносности (внешнего и внутреннего) и контура газоносности.

Контроль за направлением и скоростью движения жидкости в пласте, выявление невыработанных пластов и участков залежи, оттоков нефти за контуры залежи.

Фонд скважин на месторождении подразделяется на группы:

добывающие

нагнетательные

контрольные (пъезометрические и наблюдательные)

поглощающие, водозаборные – вспомогательные скважины

Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежи (для поддержания пластового давления, для вытеснения нефти, для снижения вязкости нефти и т.д.).

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пласте:

пъезометрические служат для наблюдения за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье;

наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пласта – за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности.

Поглощающие скважины используются для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

Карты текущих отборов составляются в целом по месторождению и по отдельным объектам. Исходными данными являются следующие данные по скважинам:

  • способ эксплуатации;
  • среднесуточные отборы жидкости, нефти и воды (в % от отбора жидкости).

Карту накопленных отборов и закачки по скважинам составляют обычно 1 раз в год. На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает накопленной добыче жидкости. Выделяются секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. Исходной информацией для составления карт отбора является ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам).

Картами изобар(карты равных пластовых давлений) называют нанесенную на план расположения забоев скважин линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Строят по данным замеров динамического пластового давления, при построении карт используют приведенное пластовое давление.Строят для наблюдения за изменением и распределением пластовых давлений в процессе разработки пласта. Данными для построения карт служат замеры статических давлений в скважинах (обычно используют пластовые давления, приведенные к поверхности ВНК или к кровле продуктивного пласта).

При построении карт изобар учитывают следующее:

· исходные данные о давлениях как правило не соответствуют дате построения карты, поэтому необходимо в замеренные значения вносить поправку на время. Это приблизительно делается с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар;

· зависимость давлений от глубины залегания пласта и необходимость приведения их к избранной условной плоскости;

· отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и экстраполяции давлений.

С помощью карт выявляют степень связи залежей с законтурной зоной, определяют фильтрационную характеристику пластов.

Для построения карт поверхности текущего ВНК необходимо проводить комплекс исследований:

· промысловые испытания скважин; ВНК должен находиться в интервале между низшим положением интервалов перфорации, из которых получена безводная нефть, и высшим из интервалов, давшим при испытании 100% воды;

· изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение;

· электрический и радиоактивный каротаж.

Для установления ГНК строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и исходя из этого определяют ГНК.

При ограниченном числе данных о глубине залегания ВНК по скважинам для построения карты поверхности ВНК используют метод схождения. Берут структурную карту, построенную по кровле пласта. Между скважинами, у которых определена глубина ВНК, проводят интерполяцию отметок отбивки ВНК с сечением, равным сечению изогипс структурной карты, и строят карту глубин залегания поверхности ВНК. В точках пересечения одноименных изогипс кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта получаются нулевые значения эффективной нефтенасыщенной мощности, определяющие положение контура нефтеносности.

Положение внутреннего контура нефтеносности определяют с помощью структурной карты подошвы продуктивного пласта.

 

 

Общие сведения о Гремихинском месторождении

 

Поднятие, к которому приурочено рассматриваемое месторождение, впервые зарегистрировано в профиле МОВ ”Постол-Кама” в 1962 г. В течение 1963-64 г.г. в районе обнаруженного поднятия были проведены дополнительные уточняющие исследования МОВ, подтвердившие наличие структуры и позволившие по данным указанных сейсмических исследований заложить параметрическую скважину 81.

В 1964 г. в процессе бурения указанной скважины было открыто Гремихинское месторождение, причем, нефтеносность оказалась приуроченной к отложениям карбона. Поисковое и разведочное бурение было начато в 1965 г. и завершено в октябре 1967 г. В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и нижнего отделов каменноугольных отложений, среди которых наибольший вес занимает пласт А-4 башкирского яруса.

В административном отношении Гремихинское нефтяное месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии в 25-30 км. к востоку от г.Ижевска и к юго-западу от г.Воткинска. Крупных населенных пунктов на территории месторождения нет; исключение составляют деревни: Гремихи, Скидки, Молчаны, Колюшево и другие. Территория площади относится к бассейну реки Камы – на водоразделе рек Кама и Позимь. Орография месторождения представлена высокой равниной, глубоко изрезанной сетью оврагов и ручьев. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка, Докша, являющиеся притоками Камы. Максимальные абсолютные отметки рельефа достигают в центральной (+186,6 м.) и в северо-восточной (+217 м.) частях площади; минимальные составляют +95-100 м. Площадь частично покрыта хвойными лесами, в ее пределах имеется редкая сеть грунтовых дорог. В 15 км. к северо-западу от площади тянется шоссейная дорога Ижевск-Воткинск. В 10 км. в том же направлении проходит железнодорожная ветка Ижевск-Воткинск с ближайшей станцией Июльское. В 3 км. к юго-западу от площади проходит шоссейная дорога Ижевск-Гольяны. В 6-8 км. на реке Кама находится пристань Гольяны.

Климат в районе континентальный с продолжительной (6 месяцев) зимой. Средняя годовая температура +2°С. Годовое количество осадков – около 500 мм.

 

Геолого-физическая характеристика Гремихинского месторождения

 

В геологическом строении Гремихинского месторождения участвуют отложения протерозойской группы (рифейский и вендский комплексы), девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования.

Промышленная нефтеносность связана с отложениями нижнего и среднего карбона. В нижнем карбоне нефтеносность приурочена к тульскому (Тл- I, Тл- II) и бобриковскому (Бб-I, Бб-II, Бб-III) горизонтам яснополянского надгоризонта. В среднем карбоне продуктивными являются башкирские отложения (пласт А-4) и прослои пористых известняков верейского горизонта (В-I, В- II, В- III). В бобриковском и тульском горизонтах выделяются песчаные нефтенасыщенные прослои с общими толщинами пород от 44 до 84 м. Башкирский ярус сложен известняками органогенными, оолитовыми, пористыми, кавернозными с общей толщиной до 80 м. Верейский горизонт сложен частым переслаиванием терригенных и карбонатных отложений. В нижней части разреза преобладают известняки пористые, местами нефтенасыщенные с преобладанием детритовых и оолитовых разностей. В верхней части верейского горизонта преобладают аргиллиты. Общая толщина его пород изменяется от 50 до 55 м.

 

Гремихинское месторождение, как показано выше, представлено тремя объектами разработки, границы которых достаточно хорошо вписываются в плане. Такое благоприятное размещение залежей нефти позволяет более эффективно использовать фонд скважин базового объекта – пласта А-4 башкирского яруса.

Залежь нефти пласта А-4 башкирского яруса

 

Литологически (табл.1) породы пласта А-4 представлены неравномерным переслаиванием светло-серых плотных, а также органогенно-обломочных, плотных пелитоморфных и поровых известняков.

Последние две разности насыщены нефтью и имеют темно-бурую окраску. В них наблюдаются каверны и трещины, насыщенные нефтью. Извилистые трещины, наблюдаемые и в плотных разностях, могут оказаться проводящими, но, учитывая их сравнительно малую плотность и прерывистость за счет постседиментационной кальцитации, можно предположить, что они не являются заметными путями фильтрации флюидов.

Тип залежи пластовый, сводовый: по условиям залегания нефти залежь массивная. Она приурочена к брахиантиклинальной складке северо-западной ориентации с размерами 7,5х3,4 км.

Таблица1

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК. Методика построения

Карты текущих отборов составляются в целом по месторождению и по отдельным объектам. Исходными данными являются следующие данные по скважинам: способ эксплуатации; среднесуточные отборы жидкости, нефти и воды (в % от отбора жидкости).

Карту накопленных отборов и закачки по скважинам составляют обычно 1 раз в год. На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает накопленной добыче жидкости. Выделяются секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. Исходной информацией для составления карт отбора является ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам).

Карты изобар(карты равных пластовых давлений) –называют нанесенную на план расположения забоев скважин линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Строят по данным замеров динамического пластового давления, при построении карт используют приведенное пластовое давление.Строят для наблюдения за изменением и распределением пластовых давлений в процессе разработки пласта. Данными для построения карт служат замеры статических давлений в скважинах (обычно используют пластовые давления, приведенные к поверхности ВНК или к кровле).

При построении карт изобар учитывают следующее:

Исходные данные о давлениях как правило не соответствуют дате построения карты, поэтому необходимо в замеренные значения вносить поправку на время. Это приблизительно делается с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар.

Зависимость давлений от глубины залегания пласта и необходимость приведения их к избранной условной плоскости.

Отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и экстраполяции давлений.

С помощью карт выявляют степень связи залежей с законтурной зоной, определяют фильтрационную характеристику пластов.

Карта изобар служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям). Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.

Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи pплV последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения fi и hi для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где p – приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений p и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов si между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)i.

4. Находят среднее значение pплV по формуле

 

где V – нефте(газо)насыщенный объем залежи; n – количество элементов площади с разными средними значениями ph;

m – количество элементов площади залежи с разными средними значениями hi.

 

Для построения карт поверхности текущего ВНК необходимо проводить комплекс исследований:

Промысловые испытания скважин; ВНК должен находиться в интервале между низшим положением интервалов перфорации, из которых получена безводная нефть, и высшим из интервалов, давшим при испытании 100% воды.

Изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение.

Электрический и радиоактивный каротаж.

Для установления ГНК строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого определяют контакт газ-нефть.

При ограниченном числе данных о глубине залегания ВНК по скважинам для построения карты изогипс поверхности ВНК используют метод схождения. Берут структурную карту, построенную по кровле пласта. Между скважинами, у которых определена глубина ВНК, проводят интерполяцию отметок отбивки ВНК с сечением, равным сечению изогипс структурной карты, и строят карту глубин залегания поверхности ВНК. В точках пересечения одноименных изогипс кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта получаются нулевые значения эффективной нефтенасыщенной мощности, определяющие положение контура нефтеносности.

Положение внутреннего контура нефтеносности определяют с помощью структурной карты подошвы продуктивного пласта.

 

megaobuchalka.ru

3.3.5 Управление на основе технологических карт

Управление есть выработка и осуществление целенаправленных управляющих воздействий на объект, с помощью которых можно перевес­ти систему из одного состояния в другое [41]. Оперативное управление на­зывается регулированием. Вопросам управления разработкой нефтяных месторождений посвящено значительное число работ [42]. Можно вы­делить несколько видов управления разработкой нефтяной залежи. Наибо­лее распространенная форма это управление по интегральным показате­лям. Ими могут служить карты, таблицы и графики, полученные на основе ПДМ, и характеризующие текущее состояние разработки. Это наиболее интуитивно понятный и доступный способ принятия решений. Другой вид управления по интегральным показателям - управление по различным кри­териям разработки. Самым сложным и трудоемким видом является про­граммное управление разработкой на основе вариантных расчетов, прово­димых с помощью ПДМ. Остановимся более подробно на каждом из видов оперативного управления разработкой.

Одним из наиболее распространенных видов оперативного управле­ния разработкой нефтяной залежи с помощью ПДМ является принятие решений на базе карт текущего состояния разработки. Нами разработана технология гидродинамических расчетов и получения серии карт разра­ботки. Все эти карты характеризуют различные стороны технологического процесса, дополняют друг друга и могут использоваться для анализа теку­щего состояния разработки, контроля процесса продвижения нагнетаемых вод и выделения областей, не вырабатывающихся при существующей сис­теме разработки.

Можно выделить следующие виды технологических карт:

  • текущей и накопленной плотности отбора нефти, воды, жидкости и закачки;

  • текущей и накопленной компенсации отборов закачкой;

  • текущей нефтенасыщенности, балансовых и извлекаемых запасов;

- изобар по промысловым данным и восстановленных по геолого- фильтрационной модели;

- гидропроводности пласта и др.

Рассмотрим более подробно основные виды технологических карт, использующихся при управлении разработкой.

Карты плотности отбора пластовых флюидов

Карты текущей и накопленной плотности отбора нефти, воды, жид­кости и закачки являются базовыми картами. Они характеризуют равно­мерность отборов и закачки по площади залежи. Размерность отбора пла­стовых флюидов в тыс. т/га. Карты рассчитываются в соответствии с мето­дикой, изложенной в работе [43], сущность которой заключается в равно­мерном распределении отборов флюидов по площади залежи. Распределе­ние отборов по площади, рассчитанное по данной методике, не зависит от равномерности размещения скважин. Поэтому карты плотностей отбора в значительной степени отличаются от карт, получаемых путем интерполя­ции дебитов скважин. Из карт текущих плотностей отбора нефти, воды и закачки можно сделать выводы о том, что наибольшие плотности отбора нефти располагаются в высокопродуктивных зонах залежи, имеющих наибольшую плотность начальных балансовых запасов. Зона максималь­ных отборов нефти совпадает в плане с зоной максимальных текущих отборов воды, а наиболее значительные отборы нефти совпадают в плане с зоной максимальных накопленных отборов нефти. На рисунке 35 (а, б, в) представлены карты накопленной плотности отбора нефти, воды и закачки для пласта БС10 Западно-Сургутского месторождения. Такое распределе­ние характерно и для многих объектов ОАО "Сургутнефтегаз". Таким образом, наиболее ценной информацией, получаемой по картам текущих и накопленных плотностей отбора нефти, воды и закачки является распреде­ление отборов нефти по площади. Следует добиваться равномерности отборов нефти по площади и соответствия отборов нефти текущим запасам.

Карты компенсации отборов закачкой

Карты текущей и накопленной компенсации отборов закачкой являются производными по отношению к картам плотностей отбора и закачки. Они характеризуют, как это следует из названия карт, компенсацию закач­ки oтборами нефти и жидкости по площади залежи. Размерность карт - доли единицы. Такие карты дают более наглядную и объективную инфор­мацию по сравнению с табличными значениями. Можно оценить равномерность компенсации отбора закачкой и соответствие компенсации запасам, обводненности добывающих скважин и в целом оценить эффективность методики распределения закачиваемой воды по нагнетательным скважинам. На рисунке 36 (а, б) приведены карты текущей и накопленной компенсации отборов закачкой для пласта АС12 Нижне-Сортымского ме­сторождения.

Рисунок 34 – Геофизические данные по пласту БС10 Федоровской площади [36]

Рисунок 35 - Карты накопленной плотности отбора нефти (а), воды (б) и закачки (в) для пласта БС10 Западно-Сургутского месторождения [36]

Карты текущей нефтенасыщенности

Карты текущей и конечной нефтенасыщенности являются базовым видом технологических карт, получаемых с помощью ПДМ. Они являются основой для получения целого ряда производных карт, а также исходной информацией для расчета текущей нефтенасыщенности и выработки запа­сов по блокам.

Оценка распределения нефтенасыщенности зависит не только от технологии разработки и геолого-промысловых условий, но и от методики гидродинамических расчетов. Различные методы расчета карт текущей нефтенасыщенности изложены ранее. Все изложенные методы обеспечивают полный баланс между отборами нефти, жидкости и закачкой жидкости в пласт.

Карта конечной нефтенасыщенности

Карта конечной (остаточной) нефтенасыщенности рассчитывается на основе методик, приведенных ранее. По методике, основанной на расчете текущей нефтенасыщенности по обводненности продукции, можно задаваться различными условиями - конечной обводненностью продукции скважин, экономически рентабельным дебитом по нефти при различных дебитах скважин по жидкости и др.

Карты запасов нефти

Карты запасов нефти являются производными карты текущей нефте­насыщенности и карт геологических параметров. Среди них целесообразно выделить следующие виды:

карта текущих (т.е. на заданную дату) балансовых запасов нефти (пластовые условия) - рассчитывается как произведение карт текущей неф­тенасыщенности, эффективной нефтенасыщенной толщины и пористости нефтенасыщенной части;

карта начальных извлекаемых запасов (пластовые условия) - рас­считывается как карта разности между картами начальных балансовых за­пасов и картой конечных запасов нефти;

карта отобранных запасов нефти на заданную дату (пластовые условия) - рассчитывается как карта разности начальной и текущей (на за­данную дату) нефтенасыщенности с последующим перемножением в уз­лах сеточной области значений карт эффективной нефтенасыщенной тол­щины и пористости нефтенасыщенной части;

карта текущих извлекаемых запасов нефти (пластовые условия) - рассчитывается как карта разности текущей и конечной нефтенасыщенностей с последующим перемножением в узлах сеточной области значений карт эффективной нефтенасыщенной толщины и пористости нефтенасы­щенной части;

карта конечных неизвлекаемых (т.е. на конец разработки) запасов нефти (пластовые условия) - рассчитывается как произведение карт конеч­ной нефтенасыщенности, эффективной нефтенасыщенной толщины и по­ристости нефтенасыщенной части.

На рисунке 37 (а, б, в) представлены карты текущих балансовых запасов нефти, текущих извлекаемых запасов и отобранных запасов на заданную дату для пласта BС1 Западно-Сургутского месторождения.

Суммарная величина начальных запасов нефти, рассчитанная на ос­нове карт, должна быть близкой к оценке, утвержденной в Центральной комиссии по запасам. В то же время нужно обратить внимание на то, что начальное, текущее и конечное распределение запасов нефти в пласте согласованию в ЦКЗ не подлежит. Это дает возможность расчета распреде­ления запасов по площади и разрезу залежи по различным методикам.

Величина накопленного отбора нефти может быть получена из геолого-промысловой отчетности, а также путем расчетов:

а) как интегральная величина по карте отобранных запасов;

б) как интегральная величина по карте накопленных отборов нефти. Значения из отчетности и рассчитанные величины должны приблизительно совпадать между собой.

Это значит, что одной и той же величине запасов нефти могут соответствовать различные варианты их распределения по площади и разрезу.

Карты изобар

Карты изобар показывают энергетическое состояние пластовой системы и могут быть рассчитаны по различным методикам.

Одна из методик, описанная ранее, восстанавливает отсутст­вующие значения забойных и пластовых давлений по промысловым данным. Программная реализация этой методики, представленная ранее, позволяет рассчитывать карты забойных давлений и карты изобар по промысловым данным. Карты забойных давлений носят вспомогательный, иллюстративный характер и служат, например, для оценки качества карт изобар. На рисунке 38 а показана карта забойных давлений пласта АС11 Маслиховского месторождения. На рисунке 38 6 приведена карта изобар для того же объекта на ту же дату. На карте изобар нанесены диаграммы текущих дебитов и приемистости. По картам можно проследить взаимосвязи между измеренными значениями забойных и пластовых давлений, объемами те­кущих отборов и закачки.

Рисунок 36 - Карты текущей и накопленной компенсации отборов закачкой для пласта АС12 Нижне-Сортымского месторождения [36]

Рисунок 37 - Карты текущих балансовых запасов нефти (а), текущих извлекаемых запасов (б) и отобранных запасов (в) на заданную дату для пласта БС, Западно-Сургутского месторождения [36]

Наибольшей информативностью обладают карты изобар, восстанов­ленные по геолого-фильтрационной модели. К их достоинству следует от­нести то, что они служат интегральным показателем процесса. При расче­тах увязываются между собой такие характеристики как дебиты скважин по жидкости, пластовые и забойные давления. На рисунке 39 (а, б) представлены типичные карты изобар, восстановленные по геолого-фильтрационным моделям Маслиховского месторождения (пласт АС11) и Восточно-Моховой площади (юг) Федоров­ского месторождения (пласт БС10). Из приведенных карт можно сделать вывод о том, что карты восстановленных изобар позволяют рассчитать не только местную воронку депрессии, расположенную в области нагнета­тельных и добывающих скважин, но и выявить региональные области вы­соких и низких пластовых давлений. По карте восстановленных изобар на­блюдается возрастание давления в рядах нагнетательных скважин и пони­жение - в добывающих рядах. Причем чем больше объемы закачиваемой воды, тем больше область распространения высоких пластовых давлений. В области бездействующих нагнетательных скважин происходит снижение пластового давления. Фиксируется также снижение величины пластового давления в областях отборов жидкости, не компенсируемых объемами на­гнетаемой воды, и другие характерные особенности распределения пласто­вого давления.

Карты гидропроводности

Определенной информативностью обладают также карты полей гид­ропроводности, являющиеся необходимой составляющей гидродинамиче­ских расчетов. Эти карты часто имеют и самостоятельное значение. Инте­ресны также производные от карты гидропроводности - карты проводимо­сти по нефти и воде, а также карты проницаемости. В частности, на рисунке 40 (а, б) представлены типичные карты гидропроводностей для пласта БС10 Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения, рас­считанные на различные даты. Для облегчения сравнения на карты выне­сены диаграммы текущих дебитов жидкости и премистости нагнетатель­ных скважин. Цветными сегментами показана доля (желтый) нефти в продукции (голубой). Из приведенных карт видно, что высокие расчетные значения гидропроводности пласта совпадают с большими дебитами скважин по жидкости. В областях с высокой гидропроводностью резко возрастает обводненность продукции. Это свидетельствует о преимущественной фильтрации воды по зонам с высокой гидропроводностью.

На рисунке 41 (а, б) представлены карты проницаемости для того же объекта, рассчитанные на различные даты методом идентификации гидропроводности пласта. По этим картам можно проследить изменение прони­цаемости в призабойных зонах скважин.

Рисунок 38 - Карта забойных давлений (а) и карта изобар (б) на одну дату для пласта АС11 Маслиховского месторождения [36]

Рисунок 39 - Карты изобар, восстановленные по геолого-фильтрационной модели - пласт А11 Маслиховского месторождения (а) и пласт БС10 Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения (б) [36]

Рисунок 40 - Карты гидропроводности для пласта БС10 Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения, рассчитанные на различные даты [36]

Рисунок 41 - Карты проницаемости для пласта БС10 Восточно-Моховой площади (юг) Федоровского месторождения, рассчитанные на различные даты методом идентификации гидропроводности пласта [36]

studfiles.net

рд:153-39.0-110-01:приложение_в [iNeft.ru]

(рекомендуемое)

В целях сопоставления графических материалов по анализу разработки нефтяных месторождений, а также во времени по одному месторождению, вводится единообразие в изображении показателей разработки на картах и графиках, построение которых рекомендовано настоящими методическими указаниями.

Условные обозначения изображаемых на картах понятий и показателей определяются действующим в настоящее время «Каталогом условных знаков для картографических материалов, составляемых при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений» [7] .

Содержание графических приложений и отчасти форма их представления приведены в соответствующих разделах основного текста руководства (см. раздел 5.2.3). Ниже даны дополнительные пояснения по их оформлению.

а) Схема расположения скважин

На плане месторождения с указанием начальных и текущих контуров нефтеносности и газоносности (см. таблицу В.1) наносятся пробуренные и проектные скважины. На схеме сплошной линией могут быть выделены отдельные участки разработки, границы лицензионного участка.

Основные обозначения скважин:

Таблица В.1 - Элементы карт различного назначения

б) Карта распространения коллекторов

Как самостоятельная карта в отчете может не приводиться. Служит основой карт влияния закачки и остаточных нефтенасыщенных толщин.

Строится на базе схемы расположения скважин. Зоны распространения коллекторов обозначаются штриховкой или раскраской, например

высокопродуктивные средней продуктивности низкопродуктивные

Приведение легенды обязательно.

в) Карта текущего состояния разработки (карта текущих отборов) и карта разработки (карта суммарных отборов и закачки)

г) График разработки

Накопленные показатели изображаются жирными линиями, текущие тонкими. Изображаемые показатели должны иметь следующие обозначения:

Масштаб показателей выбирается по усмотрению авторов отчета, однако, желательно, чтобы график размещался в размере одного листа ватмана (для демонстрации).

д) Карта изобар

Строится на основе схемы расположения скважин, изобары наносятся тонкими сплошными линиями, изобара с обусловленным кратным давлением утолщается. Справа от изображения скважины под номером ее в знаменателе указывается значение пластового давления.

е) Карты начальных нефтенасыщенных, газонасыщенных и остаточных нефтенасыщенных толщин

Строятся на основе схемы расположения скважин, а карты остаточных нефтенасыщенных толщин дополнительно на литологической основе. Значение толщины указывается в знаменателе под номером скважины. Изолинии проводятся тонкой линией, с обусловленной толщиной - утолщенной; кратность изолиний (через 2, 5, 10 метров) выбирается исходя из исходных данных.

Обозначение зон распространения различных коллекторов см. на соответствующей карте.

ж) График зависимости числа работающих добывающих скважин, среднего дебита добывающей скважины и обводнения продукции от текущей нефтеотдачи

Все показатели берутся среднегодовыми. По оси абсцисс откладывается текущая нефтеотдача в процентах, по оси ординат - остальные показатели. Обводнение продукции дается в процентах от текущей добычи жидкости в пластовых условиях. Дебит скважины по нефти средний уплотненный.

з) Карта влияния закачки (карта заводнения)

(рисунок Г.5)

Строится по пластам многопластового объекта на базе схемы расположения скважин и карты распространения коллектора. Обязательно указывается фонд добывающих и нагнетательных скважин, работающий на данный пласт и их способ эксплуатации. Выбор числа зон по степени влияния и определение их границ на карте производится авторами исходя из анализа всех геолого-промысловых данных по схеме: изменение закачки - изменение добычи, обводненности, пластового давления в окружающих скважинах, анализа данных дебитометрии и расходометрии и т.д. (см. рисунок Г.6).

Зоны влияния изображаются различной штриховкой по усмотрению авторов. Рекомендуемые обозначения зон:

Активное воздействие закачки Слабое воздействие закачки Отсутствие воздействия

График разработки

...Назад. Приложение Б | Содержание | Приложение Г. Далее...

www.ineft.ru

Карты разработки и карты текущих и суммарных отборов.

В настоящее время для контроля разработки широко используются карты разработки (суточных накопленных дебитов скважин месторождения с разделением добычи по нефти, воде и жидкости), обводненности продукции, изобар (замеренные давления в скважинах), распределения физико-химических свойств пластовых флюидов и т.д.

Карты физико-химических параметров пластовых флюидов составляются для установления распределения свойств по площади месторождения, направления и скорости движения жидкости.

Карта изобар позволяет определить нейтральные линии тока, направление 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 величин параметров и погрешности определения.

Анализ характера выработки залежи проводят по картам заводненной и остаточной нефтенасыщенных толщин пласта. Рассмотренные карты при анализе лучше совмещать и изучать в динамике. Отношение накопленной добычи нефти из скважины к первоначальному запасу нефти условной зоны дает сравнительную характеристику выработки скважин. Если данное отношение какой-либо скважины больше отношения накопленного отбора нефти из пласта к геологическим запасам' пласта в целом, то данная скважина дает нефть и за счет запасов соседних скважин.

 

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:

students-library.com

Годовой отбор - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Годовой отбор - нефть

Cтраница 1

Годовые отборы нефти достигали 6 - 12 % извлекаемых запасов, что указывает на высокий темп разработки месторождений. Ежегодный прирост добычи нефти составлял 16 - 20 млн. т в год, а в отдельные периоды 24 - 25 млн. т в год.  [1]

Увеличение годовых отборов нефти из пластов обеспечивается применением метода их разрезания рядами нагнетательных скважин, выделением отдельных блоков разработки. Очевидно, применение блочной системы разработки пластов и связанное с этим увеличение отборов жидкости из участков пластов приведет к интенсивному обводнению скважин и прекращению фонтанирования некоторой части фонда скважин уже на первом этапе и несмотря на поддержание пластового давления. Для таких месторождений, как Трехозер-ное, период фонтанирования будет сравнительно невелик.  [2]

Поскольку запроектированные годовые отборы нефти должны быть получены с надежностью не менее 90 %, то в расчеты введен коэффициент надежности ( i), соответственно уменьшающий амплитудный дебит и расчетные годовые отборы нефти. При недостаточном числе таких скважин расчеты лучше проводить для более крупных участков, сразу для нескольких нефтяных пластов и нескольких нефтяных залежей одного месторождения или пользоваться аналогией е соседними нефтяными пластами, залежами и месторождениями.  [3]

Анализ динамики годовых отборов нефти, жидкости и дебитов скважин по жидкости залежей каширского и верейского горизонтов Карача-Елгинского месторождения показывает, что они не отличаются постоянством. Происходят значительные колебания их, что связано с отключением обводнившихся скважин и вводом новых менее обводненных. На небольших объектах с малым числом скважин влияние на дебит и годовые уровни добычи оказывает каждая отключенная или вновь вводимая скважина.  [5]

Некоторое падение годового отбора нефти отмечено после 1982 г. и значительное падение после 1986 г. Годовой отбор жидкости растет до 1986 г., после этого происходит значительное падение, синхронное с падением годового отбора нефти.  [6]

Отмечается превышение фактических годовых отборов нефти над проектными, причем это достигнуто меньшим фондом добывающих скважин.  [7]

Приводится метод расчета годовых отборов нефти ид зале so cpouein по модели, выраженном в координатах годовые отборн-иакопленше стбори.  [8]

На рис. 8.2.2 представлены годовые отборы нефти по нефтегазовой залежи.  [9]

Из таблицы следует, что годовые отборы нефти и число эксплуатационных скважин в основном соответствуют проектным. Однако в связи с тем, что в проекте были заложены несколько заниженные начальные геологические запасы нефти, максимальный темп отбора не был достигнут, текущий коэффициент нефтеотдачи оказался ниже проектного.  [10]

Раздельно по объектам разработки определяются годовые отборы нефти по добывающим скважинам, объемы закачки и обводненность продукции путем построения карт зон дренирования, влияния и взаимовлияния скважин, карт остаточных нефтенасы-щенных толщин и карт степени выработанное объекта.  [11]

В качестве исходных данных служат годовые отборы нефти 2н ( 0 воды Qe ( t) и среднегодовое число Nc ( t) действующих эксплуатационных скважин, систематизированные с начала разработки объекта прогноза.  [12]

По данным накопленной добычи устанавливаются годовые отборы нефти, жидкости, воды и ее содержание в продукции.  [13]

Отметим, что при изменении годового отбора нефти ( жидкости) с 86 49 до 82 85 тыс. т / год дебит нефти ( жидкости) на одну добывающую скважину изменяется с 0 4 - ( 85 57 - 30) 22 23 т / сут до 0 4 - ( 83 23 - 30) 21 29 т / сут; а в начале разработки залежи при пластовом давлении Рэ 130 ат и забойном давлении Рсэ 30 ат дебит на одну добывающую скважину был 0 4 - ( 130 - 30) 40 т / сут.  [14]

Разработка осуществляется при непрерывном росте годовых отборов нефти и жидкости.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Форсированный отбор жидкости

В настоящее время отсутствует четкое определение целей и задач форсиро­ванного отбора жидкости.  Существует  мнение,  что форси­рованный отбор — рациональный вариант разра­ботки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверж­дать и обязательно выполнять.

Для его проектиро­вания имеется все необходимое: методика, включа­ющая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практи­чески примененных систем разработки; современ­ная вычислительная техника и полученная индиви­дуально по скважинам информация об их эксплуа­тации: о дебитах жидкости и обводненности (сле­довательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды).

Довольно странным представляется, что при на­личии всего этого проблема форсированного отбо­ра не исследована в полном объеме, а форсирован­ный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой сква­жины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В услови­ях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники не­поколебимо уверены, что лучше завысить произво­дительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважи­нам рациональные отборы устанавливают форсиро­ванные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10—20 % и более.

Действительное положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в насто­ящее время несравненно хуже, чем 40—50 лет на­зад. В период широкого распространения и приме­нения во всем мире информационноемких техно­логий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный не­достаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организа­ция по каждой скважине удовлетворительной точ­ности контроля и последующей оптимизации ре­жима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использо­вании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т до­бытой нефти.

      При рассмотрении проблемы форсированного от­бора жидкости необходимо сравнить различные ва­рианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости.Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном ра­циональном максимальном забойном давлении на­гнетательных скважин и рациональном минималь­ном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной нео­днородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными зале­жами.

При этом было показано, что при проектирова­нии разработки залежей нефти средней, повышен­ной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять за­проектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рациональ­ного варианта разработки нефтяной залежи.

Из приведенных результатов видно, что бесконт­рольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и ко­нечной нефтеотдачи пластов.

oilloot.ru