СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА АВ1(1-2) САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ХМАО-ЮГРА ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ)

Очень достойная работа, оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

1

1

В результате анализа проведенных геофизических исследований составлены программы:на проведение КРС по ликвидации заколонных перетоков, негерметичности эксплуатационных колонн и РИР;по изменению процентного распределения закачки между пластами;по проведению исследований нагнетательных скважин на разных режимах по объекту АВ1(1-2);по подбору оптимального режима работы нагнетательных скважин.Намечены на 2010 год следующие геофизические исследования при контроле за разработкой:- профиль приемистости с техническим состоянием на 405 нагнетательных скважинах;- профиль притока с техническим состоянием на 156 добывающих скважинах; - техническое состояние на 223 добывающих скважинах; - техническое состояние на 95 нагнетательных скважинах;- Ндин на 15 добывающих скважинах;- ИННК (ВНК) и (ГНК)на 110 скважинах наблюдательного и пьезометрического фонда.На (рис. 4.2 и 4.3) показана динамика роста геофизических исследований скважин по видам работ.200920082007Рисунок 4.2. Динамика роста ГИС по профилю притока и профилю приемистости200820092007Рисунок 4.3. Динамика роста исследования технического состояния скважин по добывающему и нагнетательному фондуТаблица 4.5.Таблица динамики геофизических исследований.Вид исследованияЕд.изм200620072008(план)2009(факт)Профиль притока + тех. сост.Кол-во исслед.373694104Профиль приемистости + тех. сост.Кол-во исслед.105116592503ИННК, плотнометрияКол-во исслед.1998272314Техническое состояние Э/К, прочееКол-во исслед.303074304ИТОГОКол-во исслед.191280103212254.2.1. Выводы по результатам исследований нагнетательного фонда скважин за 2009 год по пласту АВ1(1-2) «рябчик»Необходимо отметить, что на пласте АВ1(1-2) сформирована самая неэффективная система заводнения – по трещине, не зависимо от режима работы скважины (2мм. или 18мм.). Принятая система воздействия на пласт – ГРП, не позволит осуществить эффективное ППД. Необходимо разработать и утвердить мероприятия при переводе скважин в ППД на пласт АВ1(1-2) по выравниванию профилей приёмистости либо после обводнения первых рядов добывающих скважин для вовлечения в работу поровой части пласта.Режим нагнетательных скважин устанавливать в зависимости от роста обводнённости ближайших добывающих скважин и от планируемых отборов по участку. Однако на 10мм. штуцере отмечены лучшие параметры из исследованных режимов. Из рабочих режимов лучшие параметры на 18мм.Разработать мероприятия по минимизации остановок нагнетательных скважин, что приводит к смене фильтрационных потоков, окислению нефти, образованию стойких водонефтяных эмульсий, которые закупоривают призабойную зону и как результат резко снижают приёмистость нагнетательных скважин. Если в такой зоне расположена добывающая скважина, то происходит «необъяснимое» падение дебита скважины, увеличить который практически невозможно. По единичным данным нефть в пласте не окислена, Y=0,74- 0,76. Необходимо осуществлять постоянный контроль за пластовыми жидкостями в процессе разработки пласта (отбор глубинных проб нефти).В 28% исследованных скважин ППД после смены режимов наблюдалось улучшение состояния призабойной зоны на малых штуцерах 2-3мм. В 43% отмечено ухудшение состояния призабойной зоны на всех штуцерах 2-3-18мм. Всего исследовано 161 скважин.В скважинах, исследованных повторно, отмечено ухудшение всех параметров пласта – смыкание трещины.4.3. Цели и задачи гидродинамических исследований скважинНепосредственной задачей исследований скважин и пластов вообще и гидродинамических исследований, в частности, является получение данных, характеризующих геолого-физические и гидродинамические свойства продуктивных пластов и отдельных скважин. Эти данные необходимы для проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений, а также для установления, регулирования и контроля технологического режима работы пластов и скважин, находящихся в эксплуатации;При проведении исследований на промыслах непосредственно измеряются только дебиты, давления, расстояния между скважинами, уровни жидкости в скважинах, температуры. Вязкость жидкости и газа, пористость пород, сжимаемость пород и пластовой жидкости определяются лабораторными исследованиями при помощи специальной аппаратуры. Мощность пластов определяется геофизическими исследованиями.Проницаемость пласта, представляющая собой комплекс параметров, отражающих его гидродинамические свойства, в промысловых условиях определяется расчетным путем по известным величинам Q, μ, h, р проницаемость можно определять также лабораторными и геофизическими исследованиями.Непосредственно гидродинамическими методами исследования можно определять следующие комплексы параметров:1) коэффициент гидропроводности пласта2) коэффициент пьезопроводности пласта3) коэффициент продуктивностиКоэффициент гидропроводности пласта (или просто гидропроводность), являющийся комплексом параметров k, h и μ, отражает качественную характеристику гидравлической проводимости пласта в зависимости от проницаемости породы, вязкости протекающей в ней жидкости и мощности пласта.Гидропроводность пласта прямо пропорциональна проницаемости и мощности пласта и обратно пропорциональна вязкости протекающей по пласту жидкости.При увеличении вязкости жидкости μ, и неизменных k и h гидропроводность уменьшается и, наоборот, при снижении вязкости увеличивается. Также с увеличением или уменьшением k и h при неизменной вязкости жидкости μ гидропроводность увеличивается или уменьшается.Следовательно, нефтяные пласты с очень высокой проницаемостью, но содержащие вязкую нефть могут иметь низкий коэффициент гидропроводности и, наоборот, пласты с малой проницаемостью могут иметь высокую гидропроводность, если в них содержится маловязкая жидкость.Например, два пласта имеют следующие параметры:I пласт — k = 1,0 д, h= 10 м, μ =40 спз;II пласт — k =0,1 д, h= 10 м, μ = 2 спз.Коэффициенты гидропроводности для этих пластов будут:для I пласта kh/μ = 1*10/40 = 0,25для II пласта kh/μ =0,1*10/2 = 0,5Следовательно, гидропроводность второго пласта в два раза выше, чем первого, несмотря на то, что проницаемость первого в 10 раз больше проницаемости второго.Коэффициент пъезопроводности пласта æ характеризует упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей. Если в какой-либо точке пласта изменить давление (увеличить или уменьшить), то это изменение давления будет передаваться по пласту не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте и носит название пьезопроводности и характеризуется коэффициентом пьезопроводности, зависящим от физических свойств жидкости и пласта.Коэффициент продуктивности (для эксплуатационных скважин) и коэффициент поглощения (для нагнетательных скважин) представляют комплексы параметров, отражающих гидродинамические свойства самих скважин и участков пласта, окружающих эти скважины.Коэффициент продуктивности численно равен приращению суточного дебита скважины в тоннах на 1 aтм перепада давления, или на 1 aтм снижения забойного давления.Для нагнетательных скважин коэффициент поглощения равен приращению суточного поглощения на 1 aтм повышения забойного давления.4.4. Гидродинамические методы исследования пластовК гидродинамическим методам исследований скважин относятся методы определения свойств или комплексных характеристик продуктивных пластов и скважин по данным экспериментальных наблюдений на изучаемых объектах взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте.Экспериментальные наблюдения на промыслах проводят обычно в таких условиях, которые позволяют использовать для их описания известные и по возможности наиболее простые уравнения подземной гидродинамики. Обработка результатов исследований, как правило, сводится к нахождению коэффициентов этих уравнений, т.е. к решению обратных задач подземной гидродинамики при определенных граничных условиях.В нефтепромысловой практике применяются 3 основных метода гидродинамических исследований:- метод установившихся отборов (ИК);- метод восстановления давления (КВД, КПД);- метод исследования взаимодействия скважин (гидропрослушивание)Рисунок 4.4. Схема гидродинамических исследований скважин и определяемых параметров пласта и скважин.4.4.1. Метод установившихся отборовМетод установившихся отборов (его часто называют также методом пробных откачек) в практике исследований скважин самый распространенный. Он применяется при исследовании всех видов действующих добывающих и нагнетательных скважин (нефтяных, нефтегазовых, нефтеводяных, водяных, газоводяных, газовых). Существо метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважины и ее забойным давлением (или перепадом между пластовым и забойным давлением) при установившихся режимах эксплуатации. На базе этой зависимости определяется такая характеристика скважины, как коэффициент продуктивности, а также гидропроводность пласта в районе скважины.Для выявления зависимости между дебитами скважин и забойными давлениями при установившихся режимах эксплуатации на них проводятся специальные циклы исследований. В каждом таком цикле скважин последовательно эксплуатируется на нескольких установившихся режимах, отличающихся дебитом и забойным давлением.Новый режим эксплуатации скважины устанавливается не сразу. В зависимости от конкретных условий (проницаемости пласта, вязкости жидкости в пластовых условиях и др.) на это уходит от нескольких часов до нескольких суток. Число режимов в цикле также определяется конкретными условиями. На каждом режиме изменяется дебит скважины и забойное давление. Если продукция многокомпонентная (нефть-вода, нефть-вода-газ, вода-газ), то изменяется дебит отдельных компонентов. В число режимов цикла в большинстве случаев включается так называемый нулевой режим, соответствующий полной остановке скважины (дебит равен нулю). При таком режиме забойное давление равно пластовому (Рзаб=Рпл).Полученные данные используются для построения графика зависимости дебита скважины от забойного давления или от перепада между пластовым и забойным давлением. Такие графики называют индикаторными диаграммами скважин. При построении индикаторных диаграмм в координатах дебит-забойное давление (Q-Рзаб) для нефтяных (безводных и обводненных) и нефтегазовых скважин принято значения забойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит – по оси абсцисс. При этом положение осей выбирается таким образом, чтобы точка их пересечения имела координаты Q = 0, Рзаб=Рпл..Пример индикаторной диаграммы для безводной нефтяной скважины, построенной по этим правилам в координатах Q - Рзаб, приведен на (рис.4.5.а) та же диаграмма, но построенная в координатах дебит-депрессия Q-ΔР приведена на (рис.4.5.б) (в таблице указаны номера установившихся режимов эксплуатации и соответствующие этим режимам дебиты и забойные давления). Индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс.Рисунок 4.5. Индикаторная диаграмма добывающей скважина в координатах: а) Q - Рзаб; б) Q-ΔРПри построении диаграмм для водонагнетательных скважин положение осей координат обычно выбирают таким образом, чтобы индикаторная линия располагалась выше оси абсцисс (рис. 4.6.).-38103810114300918210Рисунок 4.6. Индикаторная диаграмма нагнетательной скважины в координатах: а) ω-Рзаб; б) ω- ΔРРисунок 4.7. Формы индикаторных диаграмм: а) добывающих скважин; б) нагнетательных скважинДобывающие скважины, эксплуатирующие однопластовый объект (рис. 4.7.а), могут иметь прямолинейные диаграммы 1, криволинейные – с выпуклостью, обращенной к оси дебитов 3, и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая криволинейна 2. Нагнетательные скважины (рис. 4.7.б) могут иметь индикаторные диаграммы прямолинейные 1, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси дебитов 3 или к оси давлений 2, и диаграммы прямолинейно-криволинейные 4.Коэффициентом продуктивности скважины η называется отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным давлениями, соответствующими дебиту: (4.1.)аналогом коэффициента продуктивности для нагнетательных скважин является коэффициент приемистости η. (4.2)Из формулы 5.1 видно, что коэффициент продуктивности численно равен дебиту скважины, приходящемуся на единицу перепада между пластовым и забойным давлениями. Размерность коэффициента продуктивности зависит от размерностей Q и ΔР. В практике обычно используется размерность: т/(сут МПа); м3/(сут МПа); см3/(с МПа).Из формулы следует, чтоQ=ηΔр (4.3) Для притока жидкости (4.4)Откуда (4.5)Введем обозначение kh/µ=ε. Параметр ε называют гидропроводностью пласта. Этот параметр измеряют в единицах (мкм2 м)/(мПа с).Очень часто также в практике пользуются термином «подвижность жидкости», под которым понимается отношение k/µ. С учетом введенного обозначения ε формула 4.5 принимает следующий простой вид (4.6)Из этой формулы видно, что коэффициент продуктивности скважины зависит от гидропроводности пласта в ее районе, от приведенного радиуса и от среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними ее окружающими.В формуле 4.5 величина k обозначает не физическую проницаемость коллектора, а фазовую проницаемость для жидкости, являющейся функцией насыщенности пласта этой жидкостью. При фильтрации однофазной жидкости (другая фаза находится в связанном состоянии) фазовая проницаемость для нее близка к физической проницаемости пласта.При эксплуатации пласта, в котором однофазная нефть вытесняется водой, его фазовая проницаемость для нефти (или для воды на всех режимах исследовательского цикла остается практически постоянной, так как процесс вытеснения происходит весьма медленно, а циклы сравнительно кратковременны. В случае же эксплуатации пласта, давление в котором равно давлению насыщения нефти газом, часть пор всегда насыщена свободным газом и любое снижение забойного давления приводит к дополнительному выделению газа из раствора и, следовательно, к увеличению газонасыщенности и уменьшению нефтенасыщенности пласта. При этом уменьшается фазовая проницаемость для нефти.Если фазовая проницаемость для жидкости при всех режимах цикла остается постоянной и величины σср, rпр , h и µ. также неизменны, то согласно формуле 4.5 коэффициент продуктивности исследуемой скважины также должен быть одинаковым при всех режимах цикла, а это означает, что индикаторная диаграмма этой скважины должна быть прямолинейной, так как формула Q=ηΔР при постоянном η представляет собой уравнение прямой линии. Угловой коэффициент этой прямой или, что-то же, тангенс угла φ между индикаторной линией и осью давлений (депрессией) численно равен коэффициенту продуктивности скважиныη =Q/ΔР=tgφ (4.7)Нефтяные, нефтеводяные и водяные скважины (в пласте отсутствуют свободный газ) имеют, как правило, прямолинейные диаграммы. Нередко встречаются и исключения из этого правила – случаи когда, несмотря на отсутствие свободного газа в пласте или вся индикаторная линия, или ее часть оказываются криволинейными. Это может происходить главным образом по двум причинам:процесс фильтрации жидкости в пласте не подчиняется линейному закону (закону Дарси);изменяется физическая проницаемость пласта при переходе от одних режимов цикла к другим.Рядом исследований установлено, что линейная зависимость между расходом жидкости, фильтрующейся через пористую среду и градиентом давления (закон Дарси) наблюдается лишь в определенном диапазоне скоростей фильтрации. Существуют нижний и верхний пределы скоростей фильтрации, между которыми закон Дарси справедлив. Если же скорость фильтрации меньше нижнего или большего верхнего предела, то ее зависимость от градиента давления становится нелинейной.Со скоростями меньше нижнего предела при исследовании скважин сталкиваться практически не приходится, скорости же, превышающие верхний предел, часто наблюдаются в пластах вблизи забоев высокопроизводительных добывающих и нагнетательных скважин и особенно газовых скважин. В последнем случае, как правило, наблюдается нарушения линейного закона фильтрации.Верхний предел скоростей фильтрации в зависимости от структуры порового пространства, свойства жидкости и других факторов может изменяться в весьма широком диапазоне и определить его заранее очень трудно. Одним из способов его оценки основывается на анализе индикаторных диаграмм. В случае проявления нелинейного закона фильтрации индикаторные диаграммы оказываются криволинейными с выпуклостью в сторону оси дебитов.Изменение физической проницаемости коллектора в зависимости от забойного давления может происходить при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться с увеличением забойного давления (нагнетание рабочих агентов) и сжиматься со снижением давления (отбор жидкости или газа). В подобных случаях индикаторные диаграммы также оказываются криволинейными, причем для добывающих скважин они обращены выпуклостью к оси дебитов, а для нагнетательных – выпуклостью к оси давлений.Индикаторные диаграммы скважин, эксплуатирующих пласты с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, криволинейны с выпуклостью, обращенной к оси дебитов. Заметим, что по скважинам, эксплуатирующим однопластовые объекты, индикаторные диаграммы не могут иметь форму кривых с выпуклостью, обращенную к оси давлений.Такую же форму могут иметь диаграммы в случаях, когда пластовая жидкость обладает аномальными свойствами (снижение вязкости при увеличении градиента давления).Из определения коэффициента продуктивности следует, что он остается постоянным при всех режимах цикла, если индикаторная диаграмма прямолинейна; уменьшается с увеличением депрессии, если индикаторная диаграмма криволинейна и имеет выпуклость, обращенную к оси дебитов; увеличивается с увеличением депрессии в случае криволинейных диаграмм с выпуклостью, обращенной к оси давлений (депрессий). На основании индикаторных диаграмм устанавливаются оптимальные нормы отбора жидкости и газа и закачки рабочих агентов по скважинам. Сопоставление индикаторных диаграмм, полученных по одной и той же скважине в различное время, позволяет судить об изменении насыщенности пласта в районе скважины, об изменении проницаемости пласта в призабойной зоне и т. п.Если на скважине проводится какое-либо мероприятие, связанное с изменением степени или характера вскрытия пласта или повышения его проницаемости в призабойной зоне, то сопоставление индикаторных диаграмм скважины до и после проведения мероприятия позволят судить о действительной эффективности последнего.С помощью индикаторной диаграммы можно непосредственно определить среднюю гидропроводность пласта в районе скважины ε = kh/µ на момент исследования. Для того чтобы определить среднюю ε. проницаемости пласта, необходимо по данным других исследований (геофизических и лабораторных) определить параметры h и µ.k =µε/ h (4.8)Способ обработки результатов исследований методом установившихся отборов с целью определения параметра гидропроводности выбирается в зависимости от условий фильтрации жидкости в районе скважины (одно- или многокомпонентная смесь) и формы полученной индикаторной диаграммы.Рассмотрим наиболее простые условия:по пласту фильтруется однофазная жидкость-нефть или вода (если в пласте имеется другая жидкость, то она находится в связанном с породой состоянии и не движется);б) индикаторная диаграмма прямолинейна.Исходя из формулы (4.9) (4.9)приняв в ней Р1 = Рпл, Рс=Рзаб, R1 =σср, можно найти коэффициент продуктивности в пластовых условиях ηпл, (4.10)где:С - поправка на несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия; rс – действительный радиус скважины.Решая уравнение (5.10) относительно ε и подставляя вместо её численное значение, найдем: (4.