Архитектура электронного правительства: Единая архитектура – это методологический подход при создании системы управления государства, который строится...
Археология об основании Рима: Новые раскопки проясняют и такой острый дискуссионный вопрос, как дата самого возникновения Рима...
Топ:
Комплексной системы оценки состояния охраны труда на производственном объекте (КСОТ-П): Цели и задачи Комплексной системы оценки состояния охраны труда и определению факторов рисков по охране труда...
Марксистская теория происхождения государства: По мнению Маркса и Энгельса, в основе развития общества, происходящих в нем изменений лежит...
Отражение на счетах бухгалтерского учета процесса приобретения: Процесс заготовления представляет систему экономических событий, включающих приобретение организацией у поставщиков сырья...
Интересное:
Мероприятия для защиты от морозного пучения грунтов: Инженерная защита от морозного (криогенного) пучения грунтов необходима для легких малоэтажных зданий и других сооружений...
Подходы к решению темы фильма: Существует три основных типа исторического фильма, имеющих между собой много общего...
Искусственное повышение поверхности территории: Варианты искусственного повышения поверхности территории необходимо выбирать на основе анализа следующих характеристик защищаемой территории...
Дисциплины:
2022-02-11 | 57 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
На дренирование пласта и залежи существенным образом влияет геологическая неоднородность объекта разработки. Помимо этого значительно также влияние следующих факторов: проницаемости к и проводимости k - hm коллекторов, соотношения вязкостей пластовой нефти и вытесняющей воды соотношения объемов внедряемой в пласт воды и отбираемой жидкости (в пластовых условиях), текущего пластового давления Рпл.
Оценивать динамику охвата залежей выработкой и, в частности, динамику вытеснения нефти закачиваемой водой, позволяет анализ поведения во времени Рт и коэффициентов охвата выработкой и обводнения рохв_обв- Данные коэффициенты охвата характеризуют отношение эффективной толщины залежи, участвующей в дренировании, к суммарной. При этом дополнительное знание текущих коэффициентов нефтенасыщения пластов (например, по методам НК, ВАК) позволяет количественно оценивать их нефте- и газоотдачу.
Указанный тип коэффициентов можно использовать для оценок охвата по толщине пласта а также и по площади (отношение части площади пласта, охваченной процессами выработки Seblp или вытеснения водой S 0 6 e, к общей площади пласта Sm):
(15.4.3.1) (15.4.3.2)
Построение карт охвата залежи выработкой или обводнением должно выполняться независимо для каждого продуктивного пласта на определенные даты. Обычно на карты наносятся основные геологические особенности залегания коллектора (контуры нефтегазоносности, тектонические нарушения и др.), схема местоположения скважин (по типам). Оценка коэффициентов охвата (как по п, так и по S) выполняется на основании показаний скважинной расходо- и термометрии (профили притока/приемистости) и суммарных дебитов, получаемых при испытаниях.
|
Геолого-промысловый анализ коэффициентов охвата по картам (для S) и по профилям (для К) позволяет дифференцировать и выявлять участки по степени их охвата воздействием, фиксировать зоны с высокой, средней и низкой степенью охвата, а также зоны, не охваченные воздействием. Увязка этих выводов с информацией о распределении вертикальных и горизонтальных зон геологической неоднородности, а также с распределением пластовой энергии позволяет вводить необходимые уточнения в динамическую модель залежи.
Примером технологии для решения данной задачи состоит в следующем:
1. Уточнить по результатам ГИС-бурения и др. данным детальное геологическое строение залежи и ее начальные насыщения, включая положение контактов ВНК, ГНК. Здесь могут быть построены сводные разрезы и учтено распределение ФЕС по толщине.
2. Определить изменения в насыщении толщин и оценить текущее насыщение пластов (по НК, ВАК с учетом влияния промытой зоны, состава заполнения ствола и пр.).
3. Внести необходимые поправки в профиль притока после выявления влияния межпластовых перетоков (термометрия, шумометрия), нарушений технического состояния скважин, состава заполнения ствола скважины.
4. Сопоставить результаты ГИС-контроля (профили и состав притоков/закачки) с исходными данными о продуктивном разрезе.
5. Уточнить разбивку разреза скважины на пласты и пропластки (с учетом данных гидродинамических исследований), оценить эффективность комплексов ГИС-контроля.
6. Оценить весь спектр относительных количественных критериев работы каждого пласта (коэффициентов охвата и т.п.).
7. По картам распространения нефтенасыщенных толщин и зон неоднородно-стей выполнить рекогносцировку для обоснования положения профилей, необходимых для оценок выработки пласта по п. Данные подготавливаются уже с учетом абсолютных отметок границ раздела флюидов в пластах.
8. Выполнить построение профилей с наложением на них результатов ГИС-контроля и данных промысловых испытаний (динамические планшеты на определенные даты).
|
9. Построить схемы выработки (включая сопоставления по нагнетательным и добывающим скважинам), оценить взаимовлияние скважин, определить объемы и основные направления движения закачиваемых вод. При распределении дебитов и приемистости между пропластками учесть соотношения к и h в каждой скважине.
10. Расчленить пласты на участки по степени и характеру охвата их выработкой (заводнением), сопоставить зоны с плохой выработкой (или с ее отсутствием) с информацией о неоднородности пласта, с динамикой изменения Рт, с работой (дебитами, обводненностью) отдельных скважин.
11. Выявить закономерности и оценить достоверность полученной информации.
12. Рассчитать соответствующие коэффициенты охвата для каждого пласта по площади. Построить карты распространения коэффициентов охвата (на определенные даты). Проанализировать динамику и характер изменений коэффициентов охвата, сопоставив данную информацию с исходной (карты: структурная, нефтенасыщенных толщин; контуры контактов и т.д.) и другой, текущей, промысловой информацией (карты изобар, балансы объемов накопленной закачки и отборов продукции, данные о фондах работающих и простаивающих скважин, история эксплуатации и ГТМ отдельных скважин).
13. Оценить невыработанные запасы (построить карты), выделив зоны опережающей выработки и обводнения.
14. Обобщить информацию о движении фронтов подошвенной и нагнетаемой воды во времени по каждому из пластов залежи. При наличии данных об опережающем обводнении по отдельным пропласткам (толщинам) задокументировать их. Далее возможна выработка прогнозов интенсивности и направленности заводнения по залежи (с учетом ФЕС пласта).
15. Описать результаты и задокументировать (в ГБД) как полученную на определенные даты динамическую модель. Дать характеристику ее достоверности. Результаты сопоставить с проводимыми мероприятиями по интенсификации добычи.
16. Сопоставить результаты данных оценок с результатами геологического и гидродинамического моделирования (выполненных независимо).
Данная методика может быть практически реализована только на месторождениях при достаточно высокой плотности исследований ПГК по площади и при соблюдении системного подхода ведения ГИС-контроля.
|
15.4.3.2 Технология оценки текущей нефтегазонасыщенности пластов и характера их выработки (Серковой М.Х., Иванкович Е.В.)
Технология оценки текущей нефтегазонасыщенности пластов и характера их выработки [26] включает следующие этапы:
1. Анализ геологической неоднородности в зоне эксплуатационных скважин.
2. Анализ выработки пластов по данным ГИС-контроля в отдельных скважинах.
3. Определение источников обводнения.
4. Выявление закономерностей работы продуктивных пластов по ГИС-контролю.
5. Локализация по площади заводненных и нефтенасыщенных толщин.
Динамика изменения текущей насыщенности пластов при разработке и характер их выработки в значительной степени определяются неоднородностью объекта эксплуатации как по площади, так и по глубине. К характеристикам неоднородности относятся: эффективная толщина, проводимость, коэффициенты глинистости, песчанистости и карбонатности, расчлененность, типизация разрезов, зоны литофаций, толщина перемычек.
Детальный анализ геологической неоднородности пласта может быть сделан только по плотной сетке скважин с учетом результатов сейсмики 3D.
2. Работа продуктивных пластов оценивается по данным комплексов ПГИ с построением динамических планшетов. Работающие толщины устанавливаются по характерным аномалиям термометрии, механической и термокондуктивной расходо-метрии, спектральной шумометрии. Наиболее точно работа толщин по термометрии устанавливается, если выполнены замеры как на режиме работы пласта, так и во времени после его остановки. Здесь необходимо учитывать возможность влияния меж-пластовых перетоков, ухудшения теплоотдачи в кавернах и др.
3. Поиск источников обводнения в условиях ППД (пониженных пластовых давлений??) - одна из наиболее сложных задач ГИС-контроля. Источником обводнения может быть как пластовая вода, так и специально закачиваемая. Также есть вероятность заколонных перетоков «чужой» воды по негерметичному цементному кольцу (как снизу, так и сверху) или задавливания скважинной жидкости в пласт вследствие высокого гидростатического давления в стволе (с последующей отработкой пласта смесью с задавленной водой).
|
Специальные методы ГИС-контроля, направленные на оценку текущего насыщения интервалов пласта (НК, ИНК, УКК, ВАК), не всегда дают надежную информацию. Методы же оценки состава притока в первую очередь оценивают состав заполнителя в стволе, распределение которого в скважине может не совпадать с положением контактов в пластах. Поэтому задача должна решаться комплексно. При ее решении обязательно выполняется сопоставление данных ГИС-контроля с результатами ГИС-бурения.
Обводнение пластовой водой в скважине определяется ее расстоянием от контура нефтегазоносности, положением ВНК (ГВК).
В случае обводнения продукции закачиваемой водой поиск источника заключается в:
■ оценке динамики изучения промысловой обстановки с учетом неоднородности строения пласта;
■ прослеживании путей продвижения закачиваемых вод от нагнетательных скважин к добывающим во времени (см. рис. 15.4.3.4);
■ оценке коллекторских свойств по пути продвижения нагнетаемых вод по результатам построения детальной геологической модели и данным межскважинных исследований;
■ анализе добычи с целью определения времени, необходимого для продвижения по пластам фронта нагнетаемых вод, а также использовании сценариев разработки объекта на основании гидродинамического моделирования (рис. 15.4.3.5).
Анализ данных добычи, привязанных к определенному перфорированному пласту, дает возможность проследить распространение обводнения от нагнетательных скважин к добывающим. Известно, что ФЕС напрямую связаны с эффективной толщиной пластов [26], поэтому показатели разработки (приемистость, дебит, обводненность) рекомендуется рассматривать вместе с картами эффективных толщин (также могут быть использованы и карты свойств неоднородности пласта).
После того, как определена работа нагнетательных и добывающих скважин, строятся профили по линиям скважин от нагнетательных скважин к добывающим, чтобы сопоставить перфорированные прослои. Эта операция позволяет оценить характер влияния нагнетательных скважин на добывающие.
В отдельных случаях удается проследить эффекты, связанные с пуском или остановкой нагнетательных скважин, которые с некоторым запозданием (до 1—2 месяцев) отражаются на графиках работы (кривых дебитов жидкости, воды, обводненности) для соседних добывающих скважин. В совокупности, изучая промысловые данные, результаты межскважинных исследований и ПГИ в скважинах, учитывая результаты геомоделирования, возможно получить информацию, характеризующую гидродинамическое взаимодействие и связь между блоками залежи, условно разделенными геологическими барьерами.
|
На следующем этапе устанавливаются закономерности работы пласта в зависимости от ФЕС и геометрии залежи. Выборка скважин для анализа производится по результатам интерпретации ГИС-контроля, на основе карт текущего состояния разработки с учетом геологической модели (характера неоднородности пластов) и положения скважин относительно системы заводнения. Выявление закономерностей производится путем построения графиков и гистограмм для определения свойств пласта и работающих (обводненных) толщин.
Построение карт заводненных и нефтенасыщенных толщин осуществляется по результатам обобщения данных ГИС-контроля и данных добычи. Картирование невы-работанных запасов производится согласно карте зон развития литофаций. По признаку фациальной принадлежности предложено оценивать запасы и КИН, т.к. это дает адресную привязку к участкам пласта, вовлеченным и не вовлеченным в разработку.
Пример построения карт текущего насыщения участка месторождения в процессе разработки приведен.
ПРИМЕР Технологии оценки свойств всей скважины
Рассмотрим, как, благодаря информативности таких критериев, можно проанализировать причины снижения эффективности разработки отдельных зон нефтяного месторождения (на примере нефтяной оторочки ГКМ).
Предварительно по месторождению примерно для 200 скважин были собраны и проанализированы изменения в динамике следующих информативных свойств ПГК:
■ характеристик выработки нефтяного пласта (коэффициента охвата выработкой - он же коэффициент действующей толщины; коэффициентов работы пласта по каждой из фаз насыщения; коэффициентов охвата пласта перфорацией);
" характеристика геологической неоднородности пласта (параметров неоднородности; эффективных толщин; суммарных нефтенасыщенных толщин и пр.);
■ характеристик текущего энергетического состояния пласта (Рпл) и частично его фильтрационные свойства (проницаемости к; пьезопроводности Се; гидропроводности ε - по результатам глубинных гидродинамических испытании);
■ характеристик технологического и технического состояния отдельных пластов и скважин в целом как единого эксплуатационного объекта в системе «скважина-продуктивные пласты» (удельных фазовых продуктивностей; комплексного критерия, характеризующего нарушение эксплуатационных свойств (индекс нарушенной эксплуатации скважин -ИННЭС ).
Следует отметить, что основные объекты добычи нефти в данной зоне месторождения (три пласта валанжинской залежи) разрабатывались по сложной схеме вскрытия. В частности, отдельные скважины эксплуатировали только один из продуктивных пластов, другие же — одновременно два или даже три. В процессе проведенияПГИ были достоверно установлены многочисленные факты межпластовых перетоков в скважинах по заколонному негерметичному пространству цементного кольца. Это привело к частичному заводнению вышележащих горизонтов и к потере ими необходимой для фонтанирования пластовой энергии, вследствие чего часть скважин пришлось эксплуатировать в режиме газлифта путем подачи газа из соседних скважин-доноров, причем некоторые скважины (с наихудшими эксплуатационными свойствами) готовились к переводу на насосную эксплуатацию. Большая же часть скважин еще продолжала фонтанировать. Средние объемы добычи продукции в скважинах составляли: <2„=25т/сут, <2е=3т/сут, <2г=10тыс.н.м3/сут. Таким образом, на момент анализа стадия разработки рассматриваемой нефтегазовой залежи была еще далека от завершающей.
Однако в одной из зон, где велась активная разработка нефтенасыщенной толщи верхнего пласта, по термометрии и другим методам ПГИ напротив нижележащего пласта была выявлена повышенная активность водоносных слоев. Вероятность гидродинамической взаимосвязи у этих объектов была высокой, что не могло не повлиять на картину добычных способностей скважин в указанной части залежи. Чтобы исследовать причины данной взаимосвязи, были оценены индексы нарушенной эксплуатации скважин (подробно об ИННЭС смотри в разделе 1.1.5), площадное распределение которых представлено на рис. 15.4.3.8.
Повышение ИНнэс приходилось как раз на те скважины, где были выявлены межпластовые перетоки воды снизу. Изучив сложный характер вертикальной неоднородности разрезов по целому ряду профильных построений, удалось установить связь между условной неоднородностью перемычек вмещающих пород и исследованными по ПГИ проявлениями подтягивания вод через заколонное пространство в отдельных скважинах. Чем меньше был интервал перемычки между соседними эксплуатационными объектами, чем менее однороден в плане характеристик вертикальной расчлененности разреза ВР и относительной изменчивости ОИ и чем выше был индекс неоднородности ИНнеод у ниже расположенного коллектора, тем чаще проявлялись факты возникновения негерметичностей в цементном камне затрубного пространства и подтягивания воды.
Кроме того, на локальных участках удалось получить устойчивые картины постепенного нарастания величин ИННЭС во времени, которые значительно предвосхищали сами процессы заводнения скважин и дальнейшую потерю ими самостоятельной работоспособности. Вследствие чего стало возможным использовать данные количественные критерии комплексной оценки скважин (ИНнэс) для диагностики работы скважин, выявления потенциальных объектов будущего капитального ремонта.
|
|
Историки об Елизавете Петровне: Елизавета попала между двумя встречными культурными течениями, воспитывалась среди новых европейских веяний и преданий...
Автоматическое растормаживание колес: Тормозные устройства колес предназначены для уменьшения длины пробега и улучшения маневрирования ВС при...
Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...
Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!