А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Історія - розробка - родовище

Історія розробки родовища відображена на рис. 12.6. Спроба передбачення майбутнього поведінки поклади на основі звичайних моделей показала, що закачування води може поліпшити показники розробки.

Історія розробки родовищ Башкирії і Татарії дає підставу вважати оптимальним ущільненням 20 - 30 га на свердловину.

Відтворюється історія розробки родовища протягом періоду Г, тобто вирішується рівняння (1012) при зазначених крайових умовах, з використанням фактичних дебітів по свердловинах.

Видобування нафт rj. В історії розробки родовища виділяються три етапи.

Відтворюється історія розробки родовища протягом періоду Т, тобто вирішується рівняння (1016) при зазначених крайових умовах з використанням фактичних дебітів по свердловинах.

Аналіз історії розробки родовища Бейтмеп Ренч, 1554 5 м[16], Розташованого в окрузі Кінг в Техасі дає докази про гідродинамічної зв'язку між раніше разбуренной ділянками вапнякового колектора і ділянками, які вступили в експлуатацію в більш пізній період. Родовище, яке представляє місцеве антиклінальні підняття, експлуатується при слабкому напорі вод з Каньйон Лайм. Проникність змінюється від 0 до 2160 мд. Ця поклад була відкрита грудні1945 р при бурінні свердловини Бейтмен Траст Істейт 18 в крайній частині південно-східного крила родовища.
 Аналізуючи історію розробки родовищ Зибза, Абіна-Українське, Південно-Карське та інших, в тій чи іншій мірі представлених високопроніцаемого макропористі колекторами, легко встановити, що в початковий період розробки в міру разбуривания покладів відбувається інтенсивне зростання видобутку нафти, а потім протягом відносно короткого часу (від 6 до 12 місяців) різке зниження відборів нафти і навіть води в цілому по родовищу. Наприклад, на родовищі Зибза (рис. 3) при постійному числі працюючих свердловин (близько 200) протягом двох місяців видобуток нафти становив понад 5000 тис. т /добу, а в наступні 5 - 6 років вона знизилася до 200 т /добу.

Аналізуючи історію розробки родовищ Зибза-Гли - Бокий Яр, Охтирський-Бугундирское та інших, в тій чи іншій мірі представлених високопроніцаемого макропористі колекторами, легко встановити, що в початковий період розробки в міру разбуривания покладів відбувається інтенсивне зростання видобутку нафти, а потім в протягом відносно короткого часу (від 6 до 12 міс) різке зниження відборів нафти і навіть води в цілому по родовищу. Наприклад, на родовищі Зибза-Глубокнй Яр (рис. 3) при постійному числі працюючих свердловин (близько 200) протягом 3 міс видобуток рідини становила понад 5000 тис. Т /добу, а в наступні 5 - 6 років вона знизилася до 2000 тис. т /добу.

Якщо встановлена історія розробки родовища, то, збираючи воєдино індивідуальні свердловини родовища і звертаючи їх у еквівалентну свердловину з радіусом 32160 л /, який визначає собою наближено загальний контур родовища, і уявляючи собі водний резервуар пісковика Вудбайн радіальним сектором в 120 що поширюється від початкового зовнішнього контуру з постійним тиском на радіус 160800 HI, що сходяться в свердловину, визначимо падіння тиску на внутрішньому контурі - західному краї родовища. Взявши спостережені поточні дебіти по родовищу з моменту його відкриття, отримаємо величину підрахованого падіння тиску майже повністю паралельної і проведеної на графіку набагато вище в порівнянні з зареєстрованими тисками, усередненнимі щодо індивідуальних свердловин родовища.

При повторенні історії розробки родовища на моделі після детального коригування дебітів по свердловинах заміряються тиску, значення яких зазвичай не збігаються з промисловими даними. Ця невідповідність пояснюється як недосконалістю застосовуваних методів визначення колекторських властивостей пласта, так і відмінністю між видимою ефективною потужністю (по карротажу) і дійсної ефективною потужністю продуктивного пласта.

За всю історію розробки родовища Ведмеже підрахунок запасів проводився кілька разів різними організаціями, отримані величини запасів природного газу відрізняються майже вдвічі. Затверджена ГКЗ СРСР експертна оцінка запасів є компромісом між верхньою і нижньою оцінками на дату затвердження. Тобто в даний час відсутні розрахунки, за якими величина запасів відповідала б затвердженим ДКЗ СРСР. У зв'язку з цим завдання оперативної оцінки величини початкових запасів досі є актуальною.

Коригування моделі з історії розробки родовища - важлива частина будь-якого дослідження. Тут необхідно спочатку так підібрати параметри моделі щоб результати розрахунків відповідали історій розробки, а потім можна прогнозувати подальшу поведінку поклади. Останнім часом для визначення параметрів моделі все більше застосування знаходять методи цілеспрямованого підбору параметрів, засновані на теорії сполучених функцій і методах теорії збурень.

При режимі повторення історії розробки родовища робота може зірватися завдяки неправильного вибору тимчасового кроку. У таких випадках при повторному пуску програми замість втрати повного прогону втрачається тільки його частину.

Аналізуючи в цілому історію розробки родовищ Зибза-Глибокий Яр і виходячи з сучасного уявлення про схему колектора, можна констатувати, що з великою ефективністю був розроблений макропористий колектор і що спроби втягнути мікропористий колектор із застосуванням перевірених на той час способів впливу на пласт успіху не мали.

Аналізуючи в цілому історію розробки родовища Зибза-Глибокий Яр і виходячи з сучасного уявлення про схему колектора, можна констатувати, що з великою ефективністю був розроблений макропористий колектор і що спроби експлуатувати мікропористий колектор - із застосуванням перевірених на той час способів взаємодії на пласт успіху не мали.

З цією метою спочатку відтворюється історія розробки родовища на основі геолого-газодинамической моделі яка враховує дані газодинамічних і геофізичних досліджень свердловин, аналізу керна та ін. Отримані результати зіставляються з фактичними даними. Якщо при цьому має місце збіг, то фактичні запаси газу і закладені в моделі рівні а параметри пласта на моделі і їх розподіл по площі приблизно відповідають фактичним.

У книзі[26]докладно викладена історія розробки родовищ Нафтові Камені і Сангачали-море - Дуванна-море - о.

Розрахунковий елемент системи розробки та облаштування промислу газо - ГРГО родовища А. Розрахунки технологічних показників при відтворенні історії розробки родовища ґрунтуються на прийнятті фактичних дебітів свердловин. У прогнозних розрахунках на періоди наростаючій і постійного видобутку задаються планові відбори газу по кожній УКПГ. У період зменшення видобутку газу при розрахунку розподілу відбору газу по окремих свердловинах і УКПГ задаються параметри технологічних режимів експлуатації ДКС.

Згладжений профіль давши - стаціонарної режиму. Чим. В процесі підгонки параметрів пласта з історії розробки родовища деякі явища можуть бути пояснені похибками в певне насичення порового простору флюїдами.

Убинское родовище розробляється з 1973 р Історія розробки родовища можна умовно розділити на два періоди. Перший період розробки характеризується малочисельним фондом видобувних свердловин. Закачування води в пласт ведеться з третього року розробки.

Виходячи з даних табл. 32і історії розробки родовища, вибирається відбір нафти, рівний 240 т /добу. При цьому дебіт однієї свердловини при існуючої сітці свердловин буде 16 т /добу або 20 м3 /добу в пластових умовах.

Убинское родовище розробляється з 1973 р Історія розробки родовища можна умовно розділити на два періоди. Закачування води в пласт ведеться з третього року розробки. На початковому етапі застосовуються формовані відбори рідини, В ре улиаю ліги рслко унслічмлпсь обьсми попутно видобутої води.

Така схематизація водоносної області даючи можливість повторити історію розробки родовища за певний період з задовільною точністю, проте недостатньо обґрунтована розрахунками і не враховує суттєвих особливостей фільтрації води під ГВК.

Розглянутий алгоритм був приведений для інтерпретації фактичних даних з історії розробки родовища Ведмеже. Площа родовища розбивається прямокутної сіткою, сторони елементарного прямокутника 1: 2 км. Особливість коригування параметрів полягає в тому, що область дренування свердловинами мала в порівнянні з площею поклади. Якщо уточнити параметри на основі коректованих значень в точках розташування свердловин і граничних значень, то задані на основі геологічної інформації співвідношення між параметрами різних областей, далеких від дренируемой, будуть спотворені. Тому виділимо умовно область дренування свердловинами, поза якою параметри коригуються тільки в середньому. На кожному (/1) - м ітераційне кроці коректовувані параметри в середньому збільшуються на відношення середнього значення параметрів по свердловинах на (/1) - м ітераційне кроці до відповідного значенням на /- м кроці. Послідовність розрахунків на кожному кроці коригування наступна.

Залежно від-норит льних проницаемостей для нафти і води від водонасиченому. | Залежності відносних проніцаймо-стей для нафти і газу від д-азонасищенності. Метод проб і помилок буде надалі використаний при аналізі історії розробки родовища, де необхідно уточнити характер Залежно відносних проникності при підборі параметрів пластів.

Таким чином, відкривається можливість відтворювати кількісно за допомогою комп'ютера історію розробки родовищ. Цей напрямок дослідження так і було названо за кордоном - history matching - відтворення історії розробки.

Залежно QT f (ря, Q3an, рпл) за наявними даними історії розробки родовища необхідно оцінити Q3an з найменшою дисперсією.
 Маніпуляція цими двома процесами дозволяє змінювати будь-який з вищезазначених параметрів - критеріїв для підгонки даних з історії розробки родовища. Обов'язково, щоб такі зміни ґрунтувалися на хороших інженерних судженнях і знаходилися б в межах розумних обмежень, що існують для даної області досліджень. Досвід інженера і його знання про будову і властивості модельованого пласта можуть сприяти зниженню часу, витраченого на підгонку інформації з історії розробки пласта.

Однією з найважливіших складових ПДМ є детальна тривимірна багатофазна динамічна модель родовища, постійно адаптується з історії розробки родовища. Така модель повинна дозволяти оцінювати ефект застосування як вторинних, так і теоретичних методів збільшення нафто -, газо - або конденсатоотдачи (МУН), починаючи з закачування води або сайклінг процесу і закінчуючи закачуванням ПАР і водо-газовим впливом. В даний час від динамічних моделей в складі ПДМ потрібно також здатність моделювати похилі і горизонтальні свердловини, гідророзрив пласта. У разі газових, газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовищ завдання ускладнюється необхідністю прогнозування складу продукції, що видобувається і обліку складних масообмінних процесів, що відбуваються в пласті і околоскважінном зоні.

Надалі для реалізації ефективної системи управління розробкою необхідно мати програмні засоби підгонки математичних моделей з історії розробки родовища і засоби вибору керуючих впливів, що включають програми оптимізації процесу розробки по заданих технологічним і економічним критеріям, бази знань та експертні системи для прийняття рішення при управлінні процесом розробки.

При складанні комплексних проектів розробки нафтових родовищ, документів з аналізу розробки, коли є достатньо надійні фактичні дані про історію розробки родовища ( Залежно видобутку рідини, нафти і нафтовіддачі від часу), поряд з гідродинамічними розрахунками для прогнозу дебітів, обводнення і нафтовіддачі в часі слід користуватися емпіричними методами.

Сіткове моделювання параметрів пластів дозволяє автоматизувати процес підготовки інформації при оцінці запасів газу, при цьому враховуються неоднорідність геологічної будови і історія розробки родовища.

Можливість переходу на розробку многопластового родовища однієї сіткою свердловин в кожному конкретному випадку повинна підтверджуватися гідродинамічними розрахунками і: ув'язуватися з історією розробки родовища.

Питанню оптимізації пластових тисків на родовищі до теперішнього часу приділялася недостатня увага, хоча цією проблемою нафтовики займалися практично протягом всієї історії розробки родовища.

Попередні розрахунки зі зміни коефіцієнтів фільтраційного сопроттшлення а й b в процесі розробки наведені в пункті82.2. Розрахунки виконані за формулою для ізотропного шару з використанням натурних вимірювань h (t), а потім відтворенням історії розробки родовища за допомогою геолого-математпческой моделі ділянки кожного УКПГ з урахуванням їх взаємодії.

Якщо технологічна схема або початковий проект розробки складаються при обмеженою техніко-економічної інформації та моделювання на цьому етапі здійснюється переважно з використанням даних родовищ-аналогів, то на інших етапах проектування неодмінно і в максимальній мірі має бути врахована історія розробки родовища. І найбільшу складність тут представляє саме економічний аспект історії.

На самому початку розробки ГКР, коли пластовий тиск близько до тиску початку конденсації ДКО, як легкі так і важкі вуглеводні надходять до вибоїв експлуатаційних свердловин в кількостях, майже пропорційних змісту компонентів в ГКС початкового складу, однак основна частина історії розробки родовищ пов'язана з періодом, коли в шарі поряд з механізмом фільтрації компонентів ГКС до експлуатаційних свердловинах значну роль відіграє процес ретроградної конденсації важких вуглеводнів.

На третьому етапі моделювання здійснюється адаптація математичної моделі за даними спостережень. Шляхом відтворення історії розробки родовища здійснюється уточнення основних фільтраційно-ємнісних параметрів пласта, закладених в модель. Найчастіше коригуються абсолютні і фазові проникності обсяг законтурне області коефіцієнт стисливості пір, коефіцієнти продуктивності і прийомистості свердловин. Зворотній завдання вирішується ітераційно до тих пір, поки модель фільтрації не відтворить розподіл тиску і насиченим, яке виникає в результаті прикладеного впливу - заданих режимів роботи видобувних і нагнітальних свердловин. Цей етап моделювання, дуже трудомісткий і вимагає великого досвіду і знань, є необхідним для достовірного прогнозування поведінки пласта і оцінки технологічних показників варіантів розробки.

У проекті доразработки дається детальний аналіз накопиченого геолого-промислового матеріалу. Із залученням ЕОМ відтворюється історія розробки родовища, уточнюються параметри пластів і свердловин, визначаються початкові сумарні запаси газу і їх розподіл по окремих пластів, експлуатаційним об'єктів.

Карта розробки Стешювского родовища. Однак промислова практика свідчить про інше. Розглянемо, наприклад, історію розробки родовища Степновского Саратовської області. Нафтова облямівка займає лише східну частину поклади, причому в геологічному відношенні вона розділена на три блоки.

У 1984 р був проведений детальний аналіз обводнення поклади. За допомогою математичного моделювання відтворено 9 5-річна історія розробки родовища, визначені ефективні параметри водоносного пласта. Зіставляючи геологічні побудови з даними матеріального балансу, оцінили середню залишкову газонасиченості обводненного порово-го обсягу - 054 причому 7% порового простору зайнято випали конденсатом.

У 1984 р був проведений детальний аналіз обводнення поклади. За допомогою математичного моделювання відтворено 9 5-річна історія розробки родовища, визначені ефективні параметри водоносного пласта. Зіставляючи геологічні побудови з даними матеріального балансу, оцінили середню залишкову газонасиченості обводненного перового обсягу - 054 причому 7% перового простору зайнято випали конденсатом.

У проекті доразработки дається детальний аналіз накопиченого геолого-промислового матеріалу. Із залученням електронних обчислювальних або (і) аналогових машин відтворюється історія розробки родовища, уточнюються параметри пластів і свердловин, визначаються початкові сумарні запаси газу і їх розподіл по окремих пластів, експлуатаційним об'єктів. Додатково досліджуються результати первинного аналізу розробки родовища.

У проекті доразработки дається детальний аналіз накопиченого геолого-промислового матеріалу. Із залученням електронних обчислювальних машин або (і) аналогових машин відтворюється історія розробки родовища, уточнюються параметри пластів і свердловин, визначаються початкові сумарні запаси газу і їх розподіл по окремих пластів, експлуатаційним об'єктів. Додатково досліджуються результати первинного аналізу розробки родовища.

На закінчення відзначимо, що, хоча сіткові електроінтегратори мають обмеження за класом вирішуваних завдань, все ж коло завдань, які можуть на них вирішуватися, досить широкий. Наприклад, для умов великих нафтових родовищ на сіткових моделях можуть вирішуватися такі основні завдання: повторення історії розробки родовища і уточнення його колекторських властивостей; визначення добивних можливостей кожного пласта і горизонту в цілому при різних перепадах тиску на лінії нагнітання і в зоні відбору.

Значне число показників, прогнозованих тільки чисельним методом, підлягає контролю виключно за допомогою геолого-математичних моделей поклади або її фрагментів. Такий метод контролю пов'язаний, по-перше, з введенням в програму нових вихідних даних, одержуваних з нових свердловин, і по-друге, адаптацією створеної моделі з урахуванням введення нових даних і повторним відновленням історії розробки родовища або його фрагментів.

Зміна підйому контакту газ - вода по УКПГ-2. Нижче як приклад наведено результати прогнозних розрахунків по визначенню гранично безводних дебітів свердловин однією з УКПГ газового родовища Півночі Тюменської області. Попередні розрахунки зі зміни коефіцієнтів фільтраційного опору а й b в процесі розробки наведені в табл. 6.3. Розрахунки виконані за формулою для ізотропного шару з використанням контрольних вимірювань h t), а потім відтворенням історії розробки родовища за допомогою геолого-математичної моделі ділянки кожного УКПГ з урахуванням їх взаємодії.