Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие
.pdf
1.4.3. Создание улучшенных геолого-технологических моделей
Геолого-гидродинамические модели, адекватные моделируемым залежам нефти, необходимы для формирования обоснованных
проектных решений и надежных программ ГТМ. С целью создания
улучшенных моделей необходимо не только интегрировать в них
данные сейсморазведки, ГИС и петрофизики, но и использовать
имеющиеся результаты исследований скважин и межскважинных
пространств: гидропрослушивания и трассерных исследований.
В настоящее время интеграция результатов исследований
межскважинных пространств в геолого-гидродинамические модели пока не является общепринятой.
Наш опыт показал важность и необходимость выполнения не
только традиционной параметрической адаптации моделей к фактической истории работы скважин, но и структурной адаптации
(уточнения корреляций разрезов скважин, структур межскважинных пространств и систем непроницаемых разломов). Без таких
уточнений доля расчетных потоков в геолого-гидродинамических
моделях, не соответствующих или противоречащих трассерным
исследованиям, может превышать 40 %.
Уточнение структуры межскважинных пространств позволяет
уменьшить долю таких потоков в 3 раза и более. Важно адаптировать модели не только по факту поступления индикаторных жидкостей к добывающим скважинам, но и по накопленным объемам
поступивших индикаторов. Модели с уточненной структурой межскважинных пространств пригодны для обоснования ГТМ, совершенствования систем разработки, оптимизации систем заводнения
на качественно новом уровне.
Еще одним способом совершенствования геолого-гидродинамических моделей является минимальное ремасштабирование исходных геологических моделей при переходе к гидродинамическим.
Такое заглубление модели может приводить к потере информации о
расчлененности пластов, установленной в разрезах скважин.
Сохранение расчлененности необходимо для учета в моделях
реальных профилей притоков в добывающих и приемистостей
в нагнетательных скважинах, результатов гидропрослушивания и
трассерных исследований, а также для детального моделирования
таких мероприятий, как перфорация, применение потокоотклоняющих технологий и др.
21
Отмеченное положение очень актуально для проектирования
систем контроля отбора запасов из многопластовых объектов разработки, расчета коэффициента охвата вытеснением по их толщине и объему, совершенствования разработки.
1.4.4. Технология полномасштабного моделирования
больших пластовых систем
Известны два подхода к созданию геолого-гидродина-
мических моделей: детальное секторное моделирование локальных участков залежей и полномасштабное моделирование систем
разработки, но со значительным загрублением исходных геологических моделей. Существование таких разномасштабных моделей
обусловлено ограничениями числа расчетных ячеек со стороны
современных гидродинамических симуляторов и компьютеров –
обычно до 2–3 млн расчетных ячеек.
Вместе с тем существует острая необходимость как комплексирования нескольких (до нескольких десятков) секторных моделей в полную модель, так и полномасштабного моделирования
больших и гигантских пластовых систем с числом расчетных ячеек
до 107–109. Настолько большое число ячеек обусловлено размерами залежей, желанием создавать модели с минимальным загрублением в разрезах скважин. К кратному увеличению числа расчетных ячеек приводят попытки моделировать трещиноватые коллекторы, как среды с двойной пористостью – проницаемостью, а также горизонтальные и многозабойные скважины.
Для решения проблемы полномасштабного моделирования
больших пластовых систем нами разработана и реализована технология раздельно-одновременного секторного моделирования [4].
Она основана на формировании системы секторных моделей и их
итерационном сопряжении по потокам флюидов, полям пластовых
давлений и насыщенностей на каждом временном шаге или через
определенный интервал. Эта технология снимает многие ограничения на число расчетных ячеек в моделях. Ее применение позволяет создавать гидродинамические модели крупных и крупнейших
месторождений даже непосредственно на сетках исходных геологических моделей, а преимущества детального секторного моделирования совместить с преимуществами полномасштабного моделирования систем разработки.
22
1.4.5. Методика прямого расчета коэффициента
охвата вытеснением
Коэффициент охвата вытеснением является одним из основных показателей эффективности проектируемых и реализуемых
систем разработки месторождений. Анализ охвата вытеснением
обязателен в каждом проектно-технологическом документе. Традиционно («обратный расчет») коэффициент охвата вытеснением
рассчитывается по формуле:
К
= КИН/(К
охв
выт·Кзав
), (1.1)
где КИН – коэффициент извлечения нефти;
К
– коэффициент вытеснения;
выт
К
– коэффициент заводнения.
зав
Вычисленный таким образом К
характеризует систему раз-
охв
работки залежи в целом и на конец разработки, однако не позволяет выделить слабо охваченные вытеснением участей залежи, зависит от «ненадежных» параметров (К
сти контролировать текущий К
охв
, К
выт
) и не дает возможно-
зав
. Поэтому он малопригоден для
решения задач совершенствования систем разработки и формирования проектных решений даже при использовании геологотехнологических моделей, хотя модели являются основным средством накопления разнообразных данных о залежах нефти.
Нами разработана и апробирована методика прямого расчета
коэффициента охвата вытеснением, основанная на определении
интенсивно и неинтенсивно дренируемых ячеек геологогидродинамических моделей [5]. Результатами расчета являются
карты зон интенсивного дренирования текущих геологических запасов, величины дренируемых геологических запасов, текущие
объемные коэффициенты охвата вытеснением, а также их динамика в процессе разработки залежей.
Методика применима для анализа произвольных систем разработки, в том числе с горизонтальными и многозабойными скважинами. водогазовых и других воздействий, расчлененных и прерывистых пластов разных толщин с нефтью любых вязкостей.
Анализируя карты зон интенсивного дренирования для двух
пластов Ю
1
и Ю
1
2
одного объекта разработки Ю1, установлено,
1
что коэффициенты охвата интенсивным вытеснением каждого из
этих пластов различаются примерно в 2,5 раза: К
1
и Ю
2
составляет соответственно 0,103 и 0,179.
1
Ю
1
для пластов
охв
23
1.4.6. Методика количественного анализа эффективности
систем заводнения
Для решения текущих задач поддержания дебитов нефти и
снижения обводненности продукции скважин помимо традиционных характеристик необходимы количественные характеристики
скважин и систем разработки: добычные возможности скважин с
учетом зон их дренирования нефтенасыщенных поровых объемов;
степень влияния нагнетательных скважин на обводнение продукции добывающих скважин; сбалансированность систем заводнения
и эффективность работы каждой нагнетательной скважины. Методика такого анализа описана в работе [6] и основана на расчетах и
исследовании потоков флюидов между скважинами.
В отличие от традиционного описательного анализа текущего
состояния разработки эта методика позволяет количественно охарактеризовать состояние реализуемых систем разработки.
1.5. Проектирование систем контроля и регулирования
Результаты расчетов коэффициента охвата вытеснением,
определения зон интенсивного дренирования и сравнения эффективности различных систем разработки необходимы не только для
обоснования проектных решений, но и для проектирования систем
контроля и регулирования эксплуатации залежей. Особенно это
важно для многопластовых объектов разработки. Для них требуется не только контролировать и регулировать отбор запасов и пластовые давления по результатам геолого-гидродинамического моделирования, но и обосновывать необходимость перехода к более
интенсивным системам разработки, контролировать объемы закачки воды и эффективностъ систем заводнения, а также оценивать влияние нагнетательных скважин на обводнение продукции
добывающих скважин. Например, при переходе от трехрядной системы разработки к системе с очаговым заводнением, начиная с
1000 суток работы скважин, пластовые давления в центральном
ряду скважин снижаются, депрессии в скважинах уменьшаются и
текущий К
становится меньше 0,5. Перевод центральной добы-
охв
вающей скважины через 2100 суток работы под нагнетание восстанавливает пластовые давления, и на 4000 суток текущий К
охв
увеличивается до 0,639, а КИН соответственно возрастает от 0,450
до 0,480.
24
Таким образом, сформирован комплекс технологий для решения актуальных проблем проектирования и мониторинга разработки
нефтяных месторождений. Эти технологии апробированы на реальных месторождениях, а также при составлении проектнотехнологических документов и обосновании мероприятий по совершенствованию их разработки. Применение технологии позволит
повышать степень изученности залежей, создавать достоверные
геолого-технологические модели: выполнять полномасштабное моделирование больших месторождений без ограничений числа расчетных ячеек, в том числе на исходных геологических сетках; объединять секторные модели; осуществлять количественный анализ
эффективности разработки с использование геолого-гидродинамических моделей. Все это необходимо для повышения качества
проектных решений и достоверности прогнозных расчетов.
Контрольные вопросы и задания
1. Ресурсная база отечественной нефтедобычи.
2. Характерные особенности освоения трудноизвлекаемых
запасов.
3. Понятие «инновационная деятельность».
4. Что включает в себя инновационная деятельность?
5. Виды, стадии и этапы инновационной деятельности.
6. Назовите этапы схемы организации работ «Гидродинамиче-
ский мониторинг месторождений».
7. Сущность технологии раздельно-одновременного секторно-
го моделирования.
8. Как определяется коэффициент охвата вытеснением?
9. С помощью каких новых технологий осуществляется по-
вышение степени изученности залежей и месторождений?
10. Какие результаты необходимы для проектирования систем
контроля и регулирования?
11. Каковы основные характеристики инновационного про-
цесса?
25
Глава 2
ВЫБОР ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ
ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
Отбор приоритетов базируется на последовательной оценке и
сопоставлении эффективности ряда решений, новых технологий,
предполагаемых исследований и разработок и т. д.
Эффективность – это основная обобщающая характеристика
качества экономического развития компании, её предприятий и
производств, главный индикатор успешности инновационной деятельности и совершенства применяемых технологий и технических средств.
В общем случае эффективность инновации рассматривается
как результативность её использования, выраженная в виде отношения суммарного полезного эффекта к совокупным затратам,
связанным с созданием и применением инноваций за принятый
период функционирования объекта.
В зависимости от содержания, степени детализации показателей полезного эффекта и затрат, применяются различные критерии
эффективности и методы их расчета: детализированные и укрупненные, численные и качественные, частные и интегральные и др.
Методы и схемы расчета эффективности инноваций, изложенные в настоящем разделе, охватывают широкий диапазон задач: от детализированной коммерческой оценки отдельных технологий и изделий до определения укрупненной интегральной эффективности сценариев развития, инновационных программ предприятий и инновационной деятельности компании в целом.
Не следует противопоставлять отмеченные подходы, так как
каждый из них имеет свои преимущества и недостатки и, что самое главное, области эффективного применения.
2.1. Система базовых показателей
Среди многообразия технико-экономических показателей,
применяемых для оценки того или иного объекта нефтяной промышленности, существует ряд таких показателей, которые
в наибольшей степени отражают состояние и динамику его развития. Их совокупность, включающая не более 10–15 наименований,
с точки зрения агрегированного перспективного планирования или
26
оценки фактических результатов является достаточной характеристикой любого производственно-технологического объекта.
Результативность НТП на всех уровнях от первичного территориально-производственного объекта до компании в целом оценивается посредством системы базовых показателей, включающих:
1. Показатели конечного (целевого) продукта.
2. Показатели базовых ресурсов, в том числе:
- природных (сырьевых);
- трудовых;
- материально-технических;
- энергетических;
- финансовых;
- временных.
3. Показатели преобразования (использования) ресурсов:
- природных (сырьевых);
- трудовых;
- материально-технических;
- энергетических;
- финансовых;
- временных.
4. Вредные воздействия на окружающую среду:
- загрязнение земель и водоемов;
- выбросы токсичных газов;
- отчуждение земель;
- загрязнение подземных горизонтов.
Укрупненная характеристика системы базовых показателей
приведена в табл. 2.1.
1. Основной характеристикой целевой результативности НТП
должны служить показатели эффективности использования ресурсов, которые отражают соотношение между конечным продуктом
и основными ресурсами, затрачиваемыми на его производство
(удельные показатели).
2. Позитивные результаты НТП, какими бы современными
средствами они не достигались, будут иметь место только в тех
случаях, когда повышается эффективность использования ресурсов, то есть:
- снижается потребность в базовых ресурсах на единицу конечного продукта;
27
- увеличивается выпуск конечной продукции на единицу по-
Показатель конечного
продукта
Объем добычи нефти
и конденсата. Прирост запасов
Основные ресурсы
(вспомогательные критерии целевой результативности)
Природные
Запасы нефти, конденсата
Трудовые
Потенциально нефтяные мощности
Материально-технические
Численность работающих
скважин. Парк буровых установок
(БУ)
Энергетические
Объём потребления
энергоресурсов
Финансовые
Капитальные вложения. Эксплуатационные затраты
Показатели эффективности использования основных ресурсов
(Основные критерии целевой результативности)
Природных
Эффективность поисково-разведочных работ. Коэффициент нефтеотдачи. Коэффициент утилизации
нефтяного газа
Трудовых
Трудоёмкость процессов. Производительность труда. Удельная численность персонала
Материально-технических
Дебит скважин. Производительность
БУ. Коэффициент использования
фонда скважин. Межремонтный период скважин
требляемого ресурса.
3. Результативность НТП не может быть оценена только приростом выпуска продукции (дополнительной добычей) без учета
эффективности использования ресурсов. В противном случае этот
дополнительный продукт может быть получен в обход НТП, то
есть за счет привлечения дополнительных ресурсов, что противоречит целям научно-технического прогресса.
4. С помощью базовых показателей оцениваются не частные
результаты совершенствования технических средств и технологий, а
последствия НТП в масштабе производственного процесса в целом.
Таблица 2.1.
Примеры показателей, используемых в качестве критериев
целевой результативности НТП
28
Энергетических
Удельные энергозатраты
Финансовых
Удельные капиталовложения.
Себестоимость добычи
Вредные воздействия на окружающую среду
(Основные критерии целевой результативности)
Загрязнение земель и водоёмов.
Выбросы токсичных газов.
Отчуждение земель.
Загрязнение подземных горизонтов и др.
Показатель
эффективности
использования
ресурсов
Категория инноваций
по признаку целевой
технологической
эффективности
Группа инноваций (приме-
ры)
1. Показатели
эффективности
воспроизводства
и использования
сырьевых ресурсов
1.1.Инновации, обес-
печивающие рост эффективности геолого-
разведочных работ
Новые системы поиска и
разведки нефтяных месторождений.
Технологии разведочного
бурения.
Методы и технологии полевой геофизики.
Методы и технологии промысловой геофизики
1.2. Инновации, обеспечивающие повышение нефтеотдачи пластов
Новые системы и технологии разработки и доразработки месторождений.
Новые системы, технологии и технологические
средства воздействия на
пласт через нагнетательные
скважины.
Новые системы технологии и технологические
средства воздействия на
пласт через добывающие
скважины
Формирование и отбор приоритетных научно-технических
комплексов можно проанализировать, используя группировки инноваций по категориям технологической эффективности (табл. 2.2).
Таблица 2.2
Группировка инноваций по категориям
технологической эффективности
29
1.3. Инновации, обес-
печивающие повышение степени утилизации нефтяного (попутного) газа
Технологии использования
нефтяного газа в энергетических целях.
Методы использования
нефтяного газа в технологических целях (ВГВ и др.).
Технологии использования
нефтяного газа как сырья
для нефтехимических производств
2. Показатели
эффективности
использования
материальнотехнических ресурсов
2.1. Инновации, обеспечивающие повышение продуктивности
скважин
Технологии обработки призабойной зоны пласта.
Технологии гидроразрыва
пласта.
Технологии заканчивания
скважин.
Технологии бурения и
вскрытия пласта на
депресии
Технологии горизонтального бурения
2.2. Инновации, обеспечивающие повышение эффективности
использования фонда
скважин
Технологии и технические
средства восстановления и
ремонта скважин.
Комплекс мероприятий
для повышения МРП
скважин.
Оптимизация режимов
эксплуатации скважин.
Мероприятия по сокращению простоев скважин
2.3. Инновации, обеспечивающие повышение производительности буровых установок (БУ)
Комплексное сокращение
продолжительности основных этапов цикла БУ.
Прогрессивные технологии углубления, промывки,
крепления и испытания
скважин.
Оптимизация парка
буровых установок.
Комплексное сокращение
продолжительности цикла
строительства скважины
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]