Caratteristiche della cilindrata dell'olio della formula. Meccanismi di difesa della psiche. Caratteristiche delle principali difese (Psicotecnologie moderne della manipolazione). Controllo sullo sviluppo in corso

6.1.4 Metodo per il monitoraggio degli intervalli irrigui

Il metodo consiste nel determinare gli interstrati assorbenti e precedentemente assorbenti nei pozzetti di iniezione mediante profili di iniettività e tracciarli da pozzo a pozzo. Allo stesso tempo, viene prestata particolare attenzione alla presenza di intervalli di sostituzione del giacimento e intervalli con proprietà di giacimento degradate, che hanno un effetto schermante sull'avanzamento del fluido. In ciascun pozzetto sono installati due gruppi di intercalari:

1) che può essere irrigato spostandosi lungo il letto di rocce dai pozzi di iniezione più vicini;

2) la cui irrigazione è possibile a seguito di tracimazioni tra i singoli intercalari o l'avvicinamento dell'acqua da pozzi di iniezione remoti.

Dopo aver stabilito l'ordine probabile di irrigazione dei singoli intercalari in ciascun pozzo, i dati operativi disponibili (portate di olio attuali e percentuale di acqua, loro variazione nel tempo), i risultati delle prove di intervallo, i profili di afflusso dei fluidi, secondo i quali un viene fatta una conclusione preliminare sull'irrigazione degli intercalari. Inoltre, in base al rapporto tra la velocità di produzione dell'olio attuale e quella iniziale e lo spessore saturo d'olio attuale rispetto a quella iniziale, viene verificata la corrispondenza dello spessore saturo d'olio selezionato alla velocità di produzione dell'olio attuale. Allo stesso tempo, vengono prese in considerazione qualitativamente le proprietà del giacimento della parte allagata e rimanente del giacimento petrolifero e si richiama l'attenzione sulla quantità di fluido prelevato dal pozzo. Con bassi prelievi di fluidi che non corrispondono al potenziale del giacimento, i dati operativi non sono indicativi, poiché il pozzo può produrre un taglio d'acqua elevato, sebbene una parte significativa del giacimento rimanga oleosa.

La conclusione fatta sul pozzo è verificata da un ulteriore tracciamento rispetto ai dati dei pozzi seguenti, soprattutto se hanno dati diretti sull'allagamento.

Nelle zone in cui OWC sorge è necessario tenere conto anche del movimento verticale dell'acqua, per il quale è possibile utilizzare il grafico del rapporto tra il taglio dell'acqua del pozzo e la distanza dell'OWC dalle perforazioni inferiori.

Pertanto, il metodo consente di determinare lo spessore allagato dall'acqua dell'oggetto produttivo in ciascun pozzo e, di conseguenza, il quadro dell'allagamento dell'acqua del giacimento nel suo insieme, e facilita un'ulteriore mappatura dell'impatto dell'iniezione.

Le attuali posizioni WOC per i pozzi stabilite con i metodi sopra elencati consentono di determinare lo spessore residuo saturo di olio alla data dell'analisi di sviluppo e costruire una mappa degli spessori residui di olio saturo. Le restanti riserve di petrolio del saldo sono determinate pianificando questa mappa e studi sistematici di questo tipo forniscono un'idea dello sviluppo delle riserve nel tempo.

Le mappe di influenza dell'iniezione (Figura D.6), realizzate per i singoli giacimenti, danno un'idea della struttura delle riserve residue, che si riferisce alla loro distribuzione su giacimenti produttivi e aree di giacimento con caratteristiche geologiche e il grado di conoscenza e le condizioni per il loro sviluppo.

6.1.5 Metodo per determinare le riserve di olio residuo nella zona di drenaggio del pozzo utilizzando le caratteristiche di spostamento

Il metodo si basa sull'uso di caratteristiche di spostamento costruite per pozzi di produzione. Per ogni pozzo in funzione, così come per i pozzi il cui funzionamento è stato interrotto negli ultimi 5 anni, utilizzando i dati effettivi sulla produzione di petrolio, acqua e liquidi, vengono costruite caratteristiche di spostamento di vario tipo (secondo Kambarov, Nazarov-Sipachev, Sazonov , ecc.). Devono essere utilizzati almeno 4 tipi di caratteristiche di spostamento. Quindi, utilizzando le caratteristiche di spostamento ottenute, viene eseguito il calcolo della produzione di petrolio e acqua continuando il funzionamento dei pozzi. Il calcolo continua fino a un certo limite di funzionamento del pozzo: questo è o il raggiungimento di una certa quantità d'acqua limitante tagliata dal pozzo, o il raggiungimento di un certo tasso minimo di produzione di petrolio da parte del pozzo. Quando il pozzo raggiunge questi limiti, il calcolo si interrompe e la produzione di olio cumulativa a questo punto, a partire dalla data in cui viene eseguita l'analisi dello sviluppo del giacimento di petrolio, è la riserva di olio residua nella zona di drenaggio del pozzo. Poiché il calcolo viene eseguito per diversi tipi di caratteristiche di spostamento, è stato utilizzato il valore medio per tutte le caratteristiche di spostamento utilizzate. Se per una delle caratteristiche dello spostamento, le riserve residue calcolate differiscono nettamente dalle riserve per altre caratteristiche, questi dati sono esclusi dal calcolo dei valori medi. Per quei pozzi che al momento dell'analisi di sviluppo hanno già raggiunto il taglio d'acqua massimo o la portata massima, vengono registrate riserve di olio residuo pari a zero. Analogamente, per i pozzi di iniezione della formazione si registrano riserve petrolifere residue pari a zero.

Sulla base di questi dati vengono costruite le mappe delle riserve di petrolio residuo per il giacimento. Queste mappe dovrebbero essere utilizzate quando si costruiscono mappe degli spessori saturi di olio residuo.

6.2 Determinazione del grado di impatto e copertura dei giacimenti mediante iniezione

Lo stato di evoluzione delle riserve petrolifere può essere giudicato dalla dinamica del tasso di recupero, dall'attuale fattore di recupero del petrolio e dalla copertura dell'impatto sul giacimento di iniezione d'acqua. Il tasso di recupero è inteso come il rapporto tra la produzione annua di petrolio e le riserve petrolifere iniziali recuperabili o di saldo, espresso in percentuale.

L'attuale fattore di recupero del petrolio è determinato dal rapporto tra la quantità accumulata di petrolio prodotto e le riserve di bilancio a una certa data.

Il tasso di recupero del petrolio e l'attuale recupero del petrolio sono analizzati in dinamica per anni di sviluppo e alla data di analisi. Questi indicatori sono determinati per il giacimento nel suo insieme e per singole aree, blocchi, sezioni e serbatoi di sviluppo, a seconda delle loro riserve di equilibrio iniziale. I dati sono riportati nelle tabelle D.12, D.13, D.14 e D.15, il testo indica aree e strati di sviluppo intensivo e in ritardo con una spiegazione delle ragioni dell'anomala produzione di riserve petrolifere da esse.

Lo sviluppo delle riserve petrolifere è caratterizzato anche dal tasso di estrazione e dall'attuale recupero del petrolio dalle riserve petrolifere recuperabili iniziali. Le riserve di petrolio di bilancio vengono utilizzate più spesso nel tentativo di eliminare gli errori nella determinazione del fattore di recupero del petrolio ultimo e, di conseguenza, delle riserve di petrolio recuperabili, nonché in un'analisi comparativa dello sviluppo con altri giacimenti.

Il grado di impatto sul giacimento può essere giudicato dalla variazione delle portate e delle condizioni operative dei pozzi in quest'area. Nel funzionamento di pozzi con una pressione di formazione stabile o crescente, l'impatto sul giacimento è abbastanza efficace. Nelle aree in cui la pressione del giacimento diminuisce, la stimolazione del giacimento è inefficace o del tutto assente.

Per una valutazione qualitativa dell'impatto sul giacimento durante lo sviluppo del sistema di iniezione, è possibile costruire mappe dell'impatto dell'iniezione presso i singoli impianti di produzione (Figura D.6). La costruzione di tali mappe, così come il numero di zone di influenza di iniezione su di esse e la loro scelta, sono dettate dagli obiettivi di sviluppo del giacimento.

In termini di natura fisica, le mappe di influenza dell'iniezione sono vicine alle mappe isobare. Allo stesso tempo, l'indice di copertura della formazione dall'influenza dell'iniezione caratterizza le condizioni per lo sviluppo delle riserve di petrolio in una determinata area e può cambiare in un certo periodo di tempo a seconda dell'attuazione delle misure.

Le mappe di influenza dell'iniezione sono costruite sulla base delle mappe di distribuzione del giacimento. Prima di tutto, i dati sull'attuale iniezione di acqua in ciascun pozzo di iniezione vengono tracciati sulla mappa. Il download viene tracciato sotto forma di grafico a torta e, in sostanza, questa parte del lavoro duplica la costruzione di mappe dell'attuale stato di sviluppo.

Successivamente, vengono stabilite zone (pozzi) che hanno una connessione idrodinamica con pozzi di iniezione. In base al grado di connessione con i pozzi di iniezione si possono distinguere tre o più gruppi di giacimenti:

Gruppo io - collettori diretti alle linee di scarico, ovvero avendo un collegamento idrodinamico diretto della zona operativa con pozzi di iniezione. Quando viene iniettato, l'impatto è ben trasmesso e il suo aumento può essere ottenuto aumentando il volume di acqua iniettata sulle stesse linee di iniezione;

Gruppo II - giacimenti scoperti solo da pozzi di produzione e privi di collegamento idrodinamico diretto con le linee di iniezione. In questo caso, non è possibile influenzare la formazione attraverso le linee di taglio esistenti ed è necessario perforare nuovi pozzi di iniezione o trasferire pozzi di produzione perforati in questa zona per l'iniezione;

Gruppo III - giacimenti aperti solo da pozzi di iniezione e non collegati alla zona di estrazione. Per sviluppare le loro riserve, è necessaria la perforazione di pozzi di produzione, poiché tali zone sono essenzialmente vicoli ciechi.

Per un'allocazione più ragionevole delle zone di giacimento con vari gradi di influenza dell'iniezione, i dati sulla pressione del giacimento o del fondo pozzo, le portate del pozzo, il metodo di funzionamento e altri materiali ausiliari sono riportati sulla mappa di distribuzione del giacimento e non i valori assoluti sono importanti, ma principalmente in quale direzione (aumento o diminuzione) sono cambiate. Solo un complesso di tutti i materiali permette di distinguere con ragione sufficiente zone d'influenza d'iniezione. I confini tra le zone sono tracciati tenendo conto della struttura geologica del giacimento e, in particolare, della distribuzione di bacini di diversa produttività. È molto più difficile determinare la copertura dall'impatto dell'iniezione di orizzonti produttivi, suddivisi in interstrati isolati separati, e oggetti di sviluppo, che combinano più strati. Di norma, nel caso di giacimenti multistrato e sezionati, a causa delle differenze nelle proprietà del giacimento dei diversi intercalari e per altri motivi, solo una parte dello spessore produttivo è influenzato dall'iniezione e il grado di questo impatto per ciascuno degli intercalari può essere molto diverso dagli altri.

In tali condizioni, in base alla pressione di formazione misurata nel pozzo o in base alla sua portata (iniettività), nella maggior parte dei casi è impossibile giudicare le prestazioni dei singoli strati e strati, poiché qui la pressione dello strato o strato in cui è la più alta di solito è fissa e la portata è composta dalle portate di più strati di lavoro. In tali casi, l'orizzonte produttivo (oggetto di sviluppo) va considerato in tre dimensioni, prestando non meno attenzione alla componente verticale (lungo la sezione) che a quella orizzontale (lungo l'area).

A tal fine è necessario utilizzare materiali di ricerca effettuati con il metodo degli isotopi radioattivi, misuratori di debito e flussometri downhole. Va tenuto presente che il metodo degli isotopi radioattivi consente principalmente di tracciare il movimento dell'acqua iniettata attraverso gli intercalari, ma non fornisce la loro iniettività e la debitometria e la misurazione del flusso forniscono informazioni più o meno affidabili con isolamento affidabile delle formazioni permeabili e intercalari l'uno dall'altro dietro la corda. Poiché i dati di produzione e di misurazione del flusso forniscono principalmente la distribuzione del tasso di produzione totale o dell'iniettività tra formazioni perforate o intercalari, questi dati dovrebbero essere utilizzati in combinazione con altri metodi - radiometria, termometria, fotocolorimetria degli oli, ecc. per determinare la copertura dei giacimenti per effetto delle misurazioni di iniezione con flussimetri, utilizzare cartogrammi anziché profili di iniettività e afflusso.

A causa dell'ampia varietà di condizioni geologiche e fisiche e dei sistemi di sviluppo applicati, non può esserci un universale linee guida sulla generalizzazione e l'analisi delle informazioni geologiche e di campo per valutare la copertura del giacimento dall'impatto. Ogni caso specifico può richiedere un proprio approccio metodologico Di seguito sono riportate alcune tecniche metodologiche generali per svolgere questo lavoro.

A seconda del grado di separazione degli strati e degli intercalari, nonché delle informazioni disponibili sul loro lavoro, viene presa una decisione sul numero e sui limiti degli strati assegnati per l'analisi e, secondo le istruzioni della Sezione 4.1, sulle mappe degli si costruisce la distribuzione dei bacini idrici (utilizzando quelli costruiti in precedenza). Quindi, vengono riepilogati tutti i dati disponibili sulle prestazioni di giacimenti e pozzi. In questo caso, è spesso utile suddividere i dati disponibili in più gruppi in base al grado di affidabilità. Il primo gruppo dovrebbe includere le informazioni più affidabili sui pozzi in cui è perforato solo uno strato. Il secondo gruppo comprende pozzi in cui vengono perforati due o tre o più strati, ma solo uno strato funziona. Il terzo gruppo ha l'affidabilità minore, che include pozzi in cui due o più strati lavorano contemporaneamente. Qui, all'inizio è necessario determinare quali delle formazioni perforate stanno funzionando e quali no, e quindi distribuire tra di loro la velocità di produzione totale (iniettività), utilizzando sia metodi diretti (debitometria, flussometro) sia metodi indiretti (completi sondaggi di pozzi, analogia nelle proprietà delle aree, bilancio di selezione e download, ecc. - vedi paragrafo 5.2.2).

La metodologia per la costruzione di mappe degli effetti di iniezione per i livelli di un campo multistrato è la stessa di uno a strato singolo. Va tenuto presente che se non vi è alcun effetto di iniezione in nessuna sezione di un serbatoio a strato singolo, durante il sollevamento artificiale le sue riserve sono ancora sviluppate nella modalità di esaurimento e le riserve di tale sezione di solito non vengono sviluppate in un multi -serbatoio a strati.

In pratica, nella costruzione delle mappe di impatto dell'iniezione all'interno dei tre gruppi precedentemente individuati, sono stati distinti tre gradi di impatto. Nel primo gruppo (collegamento diretto delle zone di iniezione e di prelievo) sono state individuate zone di flusso produttivo, portanza artificiale e nessun impatto. Nel secondo gruppo (non esiste un collegamento diretto tra le zone di immissione e di prelievo), le zone di influenza sono individuate attraverso la confluenza degli strati adiacenti e la zona di mancato collegamento con l'iniezione. Nel terzo gruppo - la zona di apertura solo da pozzi di iniezione e la zona di non influenza sui giacimenti a bassa produttività. Tutte queste zone sono elencate nella Tabella E.14.

L'individuazione di diverse zone soggette ad influenze disuguali di iniezione permette di differenziare le riserve del giacimento e determinare le riserve che sono attivamente coinvolte nello sviluppo, e non sono coperte dallo sviluppo nell'ambito del sistema esistente e sono soggette a perforazione, cioè determinare la struttura delle riserve petrolifere alla data dell'analisi di sviluppo.

Il miglioramento dei sistemi di sviluppo dovrebbe seguire la strada dell'aumento della copertura dell'impatto delle formazioni produttive, dell'eliminazione di zone e sezioni di formazioni che non sono interessate o debolmente interessate dall'iniezione.

6.3 Analisi della dinamica degli attuali tassi di iscrizione, spostamento

e il recupero del petrolio nella zona di formazione allagata

Uno dei compiti più importanti che sorgono nell'analisi dello sviluppo campi petroliferi in una fase avanzata, è identificare la natura della distribuzione delle rimanenti riserve di petrolio all'interno del volume iniziale del giacimento contenente petrolio.

Ciò è necessario, in primo luogo, per la corretta valutazione delle residue riserve petrolifere recuperabili con metodi di sviluppo convenzionali e metodi noti per l'intensificazione della produzione petrolifera.

La conoscenza della natura della distribuzione delle riserve petrolifere del bilancio residuo è particolarmente importante per l'uso efficace dei cosiddetti metodi terziari di recupero avanzato del petrolio (metodi fisico-chimici, gas, termici, meccanici - fratturazione idraulica, HS).

La determinazione delle riserve di olio residuo N ref, situata alla data dell'analisi nel volume saturo di olio V ref, può essere effettuata utilizzando le seguenti formule.

La somma dei volumi del giacimento V resto e V prevalenza è uguale al volume iniziale di olio del giacimento V:

v = v riposo + V testa (6.6)

Il saldo delle riserve di petrolio (approssimativamente) può essere scritto

N \u003d N riposo + N testa + Q (6,7)

N - riserve di petrolio del saldo iniziale nel deposito;

N ost - riserve di petrolio a saldo iniziale per un importo di V ost;

N testa - riserve di petrolio a saldo residuo per un importo di V testa;

Q - produzione cumulativa di olio dal volume della testata a V.

Il volume V ost può essere rappresentato come composto da due parti:

V riposo = V aumento di riposo + V aumento di riposo (6.8)

V rest.pr - il volume della parte discontinua del volume del giacimento inizialmente saturo di olio;

V rest.nepr - il volume della parte continua con olio "mobile" (soggetto ad allagamento).

Pertanto, N resto può anche essere rappresentato come somma

N pause = N aumenti di pause + N aumenti di pause (6.9)

Il volume della parte discontinua del giacimento V rest.pr dipende sia dalla struttura geologica (presenza di lenti e semilenti, zone senza uscita, stratificazioni, faglie, cunei, ecc.), sia dal sistema di stimolazione del giacimento e la distanza tra i pozzi di produzione e quelli di iniezione. Questo volume per i depositi perforati è determinato da mappe zonali di spessori saturi di olio o calcolando i volumi non prodotti da profili. Se non ci sono altri dati, di solito si presume che il volume della parte discontinua del giacimento, così come le riserve di bilancio in questo volume, non cambino durante il processo di sviluppo, perché non vi è alcun impatto su questo volume e da esso non viene estratto olio, ovvero V rest.inv = V init.inv, dove: V init.inv è il volume iniziale della parte discontinua della formazione.

Per i depositi non perforati in fase di progettazione iniziale, V iniziale è determinata per analogia con depositi simili o secondo le raccomandazioni contenute nei manuali di progettazione di sviluppo.

Il metodo principale per determinare le riserve di petrolio residue è il metodo volumetrico. Tuttavia, in una fase avanzata di sviluppo, le condizioni per la sua applicazione diventano molto più complicate rispetto alle condizioni iniziali a causa della complessa configurazione del confine di corrente tra V ref e V ref, ovvero la difficoltà sta nel determinare la posizione attuale del fronte di allagamento (attuale OWC) e delle attuali contorni petroliferi.

Come è noto, quando l'olio viene spostato dall'acqua, il coefficiente di recupero dell'olio è considerato come il prodotto di tre coefficienti

K n \u003d K vyt  K ohv \u003d K vyt  K oz  K ov (6.10)

K vyt - coefficiente di spostamento;

Kohv - rapporto di copertura;

K oz - rapporto di copertura dell'allagamento dell'acqua;

K ov - rapporto di copertura dello spostamento.

L'efficienza di spostamento è intesa come il rapporto tra il volume di olio spostato dopo un lavaggio lungo e ripetuto di un campione di roccia rispetto al volume iniziale di olio saturo. Questo coefficiente è fissato in base ai risultati di studi di laboratorio su campioni di roccia e, per sua natura fisica, caratterizza il massimo recupero di olio durante il lavaggio a lungo termine da una parte continua della formazione.

V circa - il volume del campione di roccia;

m - porosità;

 sv,  he - saturazione rispettivamente dell'acqua legata e dell'olio residuo;

 iniziale - saturazione iniziale dell'olio.

Il coefficiente di inondazione dell'acqua K oz (spesso chiamato coefficiente di allagamento dell'acqua) è il rapporto tra il volume della parte lavata del giacimento - Vprom e il volume del giacimento occupato dall'olio mobile, ad es. volume continuo della formazione - V rest.nepr. Questo coefficiente dipende principalmente dall'eterogeneità della permeabilità del giacimento, dal rapporto tra le viscosità dell'olio e dell'acqua, dal grado di interruzione dell'acqua nei pozzi di produzione quando vengono spenti. Vedi sotto per i metodi per determinare l'efficienza dello sweep.

Il rapporto di spostamento dello sweep K s - (coefficiente di perdita di olio per discontinuità di formazione) è definito come il rapporto tra il volume (riserve) coperto dall'impatto e l'intero volume (iniziale) (riserve) del giacimento (deposito).

(6.12)

Poiché una delle parti del documento progettuale per lo sviluppo di un giacimento di petrolio e gasolio è la fondatezza del recupero finale di petrolio dei giacimenti, compito dell'analisi di sviluppo è verificare la correttezza dei coefficienti selezionati inclusi nel formula di recupero del petrolio, vale a dire lo spostamento olio-acqua, olio-gas, gas-olio, gas-acqua, spostamento dei coefficienti e copertura delle inondazioni. L'affinamento delle caratteristiche fisico-idrodinamiche dello spostamento, determinato in condizioni di laboratorio, è riportato nella sezione 4.5. Di seguito è descritto il metodo per determinare i fattori di scansione e recupero correnti.

Primo modo. Nella fase avanzata di sviluppo dei depositi di olio, è di grande importanza identificare le aree già lavate con acqua e le aree ancora occupate da olio, nonché valutare la riduzione degli spessori saturati d'olio effettivi nelle aree saturate d'olio come risultato del movimento di contatto acqua-olio durante lo sviluppo. A tal fine viene utilizzata una mappa degli spessori residui effettivi saturi d'olio, costruita alla data dell'analisi di sviluppo, che viene utilizzata per determinare le riserve di petrolio residuo.

Il recupero dell'olio nella parte irrigata del serbatoio è determinato dalla seguente formula

(6.13)

Q n - produzione totale di petrolio dalla parte allagata del giacimento dall'inizio dello sviluppo;

N impianto iniziale - riserve di equilibrio iniziale nel volume allagato d'acqua.

Per parte irrigata della formazione si intende il volume (riserve di petrolio) racchiuso tra la posizione iniziale e quella attuale del contatto idrico.

Se si costruiscono mappe degli spessori residui di olio saturo per diverse date di sviluppo di un giacimento di olio con un intervallo, ad esempio, da due a tre anni, allora è possibile determinare una serie di valori del recupero di olio ottenuto in la parte irrigata del giacimento e ottenere la dinamica di questo indicatore nel processo di sviluppo di un giacimento di petrolio. Le curve ottenute con il metodo descritto ben caratterizzano l'efficienza della produzione di giacimenti.

Secondo modo la determinazione del recupero dell'olio nella parte irrigata del giacimento è associata al processo di allagamento in-loop.

Durante l'allagamento in-loop, durante il periodo di produzione di petrolio senz'acqua, tutta l'acqua iniettata viene utilizzata per spostare l'olio, ovvero ogni metro cubo di acqua iniettata sposta esattamente la stessa quantità di olio dal giacimento. Dopo lo sfondamento dell'acqua nei pozzi di produzione lungo gli intercalari più permeabili, parte dell'acqua iniettata passa attraverso gli intercalari lavati.

Se da totale dell'acqua immessa, sottraendo il volume dell'acqua prodotta insieme all'olio dai pozzi di produzione ubicati nella zona di abbeveraggio, cioè in prossimità dei pozzi in linea, si ottiene la quantità di acqua che ha svolto un lavoro utile, spostando una pari quantità di olio

Q zak.ef \u003d Q zak - Q in (6,14)

In base ai dati sul tempo di comparsa dell'acqua dolce nei pozzi di produzione più vicini ai pozzi di iniezione, è possibile determinare approssimativamente il confine del fronte idrico.

Come già notato, nel caso di allagamento in-loop si osserva solitamente un fronte di spostamento molto compatto che, in prima approssimazione, può essere considerato verticale. Se c'è una "sbavatura" significativa del fronte di spostamento, allora è desiderabile determinare gli spessori saturi d'olio effettivi residui dai pozzi di produzione funzionanti con acqua, in modo simile al metodo precedente.

Successivamente viene realizzata una mappa degli spessori effettivi della zona di formazione allagata. Nella zona di completa irrigazione del pozzo, gli spessori effettivi della zona irrigata sono uguali agli spessori effettivi iniziali saturati d'olio. Nella zona delimitata dal fronte di irrigazione e dalla linea di irrigazione completa dei pozzi vengono realizzate linee di uguale spessore effettivo di corrente.

Misurando il volume della parte irrigata della formazione, è possibile determinare le riserve di petrolio di bilancio nella zona irrigata, che l'acqua iniettata ha lavato e spostato nei pozzi di produzione.

Conoscendo il volume del giacimento irrigato e la quantità di olio spostata dal giacimento, pari al volume di iniezione effettiva, è possibile determinare il recupero di olio ottenuto nella parte irrigata del giacimento

(6.15)

Q zak.ef - volume di iniezione efficace;

Testa N: bilancia le riserve di petrolio nella parte irrigata del serbatoio.

Quando si utilizza questo metodo, è consigliabile costruire mappe degli spessori effettivi della parte irrigata del serbatoio durante il processo di sviluppo.

Terza via si tratta infatti di una variante del primo metodo per determinare l'efficienza di produrre una formazione produttiva. Anche qui, come nel secondo metodo, si costruisce una mappa degli spessori effettivi della parte irrigata del giacimento, ma per calcolare il recupero di olio ottenuto e la parte irrigata del giacimento si utilizza la quantità di olio estratta dal giacimento

(6.16)

Q n - produzione totale di petrolio dal giacimento;

N testa - riserve di equilibrio nella parte irrigata del serbatoio.

Qui è desiderabile ottenere la dinamica dei valori del fattore di recupero dell'olio nella parte irrigata del giacimento. Se per un motivo o per l'altro non è possibile determinare lo spessore residuo effettivo della formazione satura di olio, è consigliabile determinare il recupero dell'olio nella zona allagata del giacimento, ovvero le riserve di equilibrio nella zona tra la posizione iniziale del WOC e il confine condizionale tra pozzi irrigati e pozzi asciutti. Diversamente, il metodo per determinare il recupero dell'olio ottenuto rimane invariato.

C'è anche quarto modo determinazione del recupero dell'olio nella parte irrigata del giacimento, sulla base del voto medio della posizione attuale del WOC. Sulla base di tutti i dati disponibili, alla data di analisi viene determinata la media aritmetica del voto assoluto dell'attuale WOC. Su un grafico precostruito della distribuzione delle riserve di bilancio iniziale lungo l'altezza del giacimento (Figura D.7), viene applicato un segno al valore medio dell'attuale WOC e si trovano le riserve di petrolio allagate ad essa corrispondenti. Il metodo può essere utilizzato per depositi allagati con acqua di fondo.

6.4 Analisi dell'efficacia dello sviluppo dei giacimenti di petrolio con il metodo

confronto delle caratteristiche di spostamento

La caratteristica di cilindrata, costruita nel suo insieme per il giacimento, serve da buona illustrazione dell'efficacia dello sviluppo di un giacimento petrolifero, non solo mostra la quantità di recupero di petrolio raggiunta in qualsiasi momento, ma mostra anche a causa di quale consumo di si è ottenuto l'agente di lavoro (acqua) per lo spostamento di questo o quell'olio di recupero del giacimento.

Attualmente, nella regione degli Urali-Volga e nella Siberia occidentale, esiste un gran numero di giacimenti petroliferi che si trovano in una fase di sviluppo tardiva o addirittura finale, da cui è possibile costruire adeguate caratteristiche di spostamento. Da questi giacimenti petroliferi, dovrebbero essere selezionati giacimenti analoghi e le caratteristiche di spostamento del giacimento analogico e del giacimento analizzato dovrebbero essere confrontate per determinare quale dei giacimenti confrontati è sviluppato in modo più efficiente e cercare di scoprirne le ragioni.

Quando si seleziona un giacimento di petrolio analogo, si dovrebbe essere guidati dalla vicinanza dei seguenti parametri dei giacimenti di petrolio, che determinano in gran parte l'andamento della caratteristica di spostamento:

Rapporti di viscosità dell'olio e dell'acqua in condizioni di giacimento;

Permeabilità del serbatoio;

Rapporto netto/lordo;

Saturazione d'olio iniziale del giacimento;

La quota delle riserve petrolifere situate nella zona petrolio-acqua.

Se tracciamo la caratteristica di spostamento del deposito analizzato in coordinate semilogaritmiche su una scala sufficientemente ampia, la maggior parte della caratteristica di spostamento diventa lineare e nella maggior parte dei casi si fissano rotture su di esso verso una diminuzione o, al contrario, un aumento dell'acqua consumo per il processo di spostamento. È necessario scoprire le ragioni che hanno portato alle rotture osservate, stabilendo quali cambiamenti nel sistema di sviluppo del giacimento, o quali attività geologiche e tecniche sono state svolte sul campo. La natura (direzione) delle interruzioni indicherà se queste attività hanno portato ad un aumento dell'efficienza dello sviluppo di un giacimento petrolifero o, al contrario, ad una diminuzione della sua efficienza.

Per determinare l'efficacia tecnologica dell'evento, è necessario determinare gli indicatori di sviluppo di base, ovvero quali sarebbero gli indicatori senza l'impatto. Per fare ciò, considerare vari metodi per calcolare gli indicatori tecnologici dello sviluppo del caso base.

Questi metodi possono essere divisi in due gruppi.

Il primo gruppo comprende metodi basati sull'uso di modelli matematici fisicamente significativi del processo di estrazione del petrolio da giacimenti eterogenei.

Il secondo gruppo comprende metodi di estrapolazione, comprese le caratteristiche di spostamento e modelli di simulazione costruiti sulla base dei risultati dell'analisi multivariata.

Per caratteristiche di spostamento si intendono varie dipendenze tra i valori del volume prodotto di liquido, olio e acqua. Un gruppo di caratteristiche stabilisce una relazione tra i valori accumulati dei parametri specificati (caratteristiche integrali). Un altro gruppo di dipendenze è costruito sulla base delle attuali produzioni di petrolio, acqua e liquidi (differenziale).

Ad oggi, più di 70 caratteristiche di spostamento sono state proposte da vari autori. Il primo gruppo include le dipendenze tra la produzione cumulativa di petrolio, acqua e liquidi o le dipendenze tra la produzione cumulativa di pozzi e il loro taglio dell'acqua.

Il secondo gruppo caratterizza il cambiamento della produzione di petrolio nel tempo e stabilisce anche una relazione tra produzione di petrolio attuale e cumulativa (curve di declino). La caratteristica di spostamento riflette il reale processo di sviluppo delle riserve petrolifere e la relativa dinamica di irrigazione della produzione durante lo sviluppo di giacimenti eterogenei nella modalità di spostamento del petrolio da parte dell'acqua. Consente inoltre di giudicare l'efficienza dello sviluppo delle riserve petrolifere durante l'allagamento degli oggetti di sviluppo. Il confronto delle caratteristiche di spostamento di vari oggetti in un tempo adimensionale consente di confrontare questi oggetti, di identificare le cause ei fattori che influenzano la natura dello sviluppo delle riserve petrolifere.

Per calcolare l'efficienza tecnologica dall'uso del sistema polimero-gel "Ritin", sono state utilizzate le caratteristiche di spostamento integrale:

• 1. - metodo di Nazarov S.N. e Sipacheva N.V.
• 2. - Kambarova GS

• 3. - Pirverdyana A.M.
• 4. - Kazakova AA
• 5. - Maksimova MI

dove Qn, Ql - produzione cumulativa di olio e liquido, rispettivamente, A, B - coefficienti determinati dall'elaborazione statistica dei dati effettivi.

Utilizzando i dati effettivi sulla produzione cumulativa di petrolio e liquidi per il periodo di previsione, le dipendenze vengono costruite secondo queste formule. Estrapolando la retta risultante per il periodo di previsione, si ottengono indicatori per lo sviluppo del caso base. Quindi, confrontandoli con quelli effettivi, si determina la variazione della produzione cumulativa di olio e liquidi.

Costruiamo una curva nelle coordinate appropriate, a seconda della formula. Ad esempio, se secondo Nazarov SN e Sipachev N.V., in coordinate il rapporto tra la produzione cumulativa di fluidi e la produzione cumulativa di petrolio è la produzione cumulativa di acqua. Le costanti A e B vengono calcolate automaticamente in MS Excel e vengono visualizzate con l'equazione di una retta. Allo stesso modo, otteniamo equazioni per altre caratteristiche di spostamento.

1. Metodo di Nazarov S.N. e Sipacheva N.V.

A=2,1594, B=0,0035, R2=0,993

2. Metodo di Kambarov G.S.

A \u003d 285,1, B \u003d -78195, R 2 \u003d 0,996

3. Metodo di Pirverdyan A.M.

A \u003d 334,4 B \u003d -3929, R 2 \u003d 0,986

4. Metodo di Kazakov A.A.

A \u003d 1,7024 B \u003d 0,2094, R 2 \u003d 0,985

5. Il metodo di Maksimov M.I.

A \u003d -67,933 B \u003d 97,461 R 2 \u003d 0,986

Va notato in particolare che tutte le caratteristiche di spostamento sono state ottenute empiricamente sulla base della generalizzazione dei dati di campo da un numero limitato di campi. Molti anni di esperienza nell'uso delle equazioni proposte mostrano che ogni giacimento dovrebbe avere le sue caratteristiche. Inoltre, in accordo con questa tecnica, si presume che una relazione lineare tra i parametri delle equazioni in esame sia preservata per l'intera lunghezza. Ma questa condizione non è soddisfatta. Nonostante le significative carenze di questa tecnica per prevedere lo sviluppo di indicatori tecnologici, attualmente viene utilizzata più spesso di altri metodi per valutare l'efficacia dell'impatto sulla formazione. Ma poiché non è stato ancora possibile elaborare criteri di selezione oggettivi, quindi, dalla loro intera varietà si prendono 3-4 dipendenze e si prende il valore medio della previsione per queste caratteristiche, come è stato fatto nel calcolo. Da qui le differenze tra i valori previsti e quelli effettivi

Dopo aver calcolato le curve di spostamento, abbiamo ricevuto ulteriori 4732 tonnellate di petrolio dal centro n. 303 per 3 anni, secondo il metodo Lysenko, l'aumento della produzione è di 4412 tonnellate all'anno. Le misure per migliorare il recupero del petrolio effettuate nel giacimento di Mykhpayskoye durante questo periodo, volte a livellare il fronte dello spostamento di petrolio dall'acqua, hanno permesso di:

• - ridurre il taglio idrico dei prodotti ad una media del 95,5%;
• - ridurre il tasso di declino della produzione di petrolio e stabilizzarlo;
• - ridurre la quota di acqua nei prodotti realizzati;

Aumentare la produzione di petrolio;

Ottieni anche altre 114.612 tonnellate di petrolio.

Albina scrive:

Buon momento della giornata!
Voglio rivolgermi a Menti scientifiche con una richiesta di chiarire la "verità" dei modelli (formule) per la stima di Qizvl. Nello specifico, ciò riguarda le caratteristiche dello spostamento.
Conosco 12 di quelli conosciuti (forse ce ne sono molti di più):
- Nazarov S. N. - Sipachev N. V.
- Kambarov GS
- Pirverdyan A. M.
- Kazakov A. A. e altri.
L'unico problema è che la stessa metodologia per determinare le riserve recuperabili in varie fonti ha molte interpretazioni. Va bene la descrizione, quindi anche tante varietà della formula, frutto dei calcoli "con i migliori auguri".
Ad esempio, in una letteratura, nella formula dello stemma di F. A.-Zimmerman E. Kh., vengono presi in considerazione i prelievi annuali di acqua e olio, in un'altra vengono accumulati. La stessa storia con il metodo di Movmyg G.T. e con gli altri...
Forse qualcuno ha un RD o qualcosa del genere. approvato...? Per favore aiutami a capire questo pasticcio.

Buon pomeriggio!!!
Non c'è nulla di complicato nelle caratteristiche dello spostamento.
In primo luogo, è necessario comprendere che esistono solo 2 modelli di serbatoi principali che consentono di ottenere il modello
caratteristiche di spostamento:
1) modello a pistone di un serbatoio multistrato: Arps, Dykstra-Parson, ecc.
2) Modelli Buckley-Leverett, log(WOR)/ORF, ecc.

La differenza è che nel primo caso la funzione di flusso frazionario
1) usare
funzione di densità di distribuzione della permeabilità, quindi la forma generale delle equazioni sarà simile a: OIF = f(F(k)) , OBW = f(F(k)) , Vproc = f(F(k)).
Queste equazioni possono essere combinate, ad es. 1 e 2 o 1 e 3. Quindi, in diverse opzioni, si otterranno diverse dipendenze (o dalla portata attuale o dall'accumulo di produzione).

2) è inizialmente introdotto nella teoria di Buckley-Leverret.
E per qualsiasi rapporto di fase e di mobilità, si possono ottenere relazioni della forma: SIF = f(s) , OBW = f(s) , Vproc = f(s).
E per ogni fase, queste relazioni saranno diverse => da qui la loro abbondanza .......... Ad esempio (metodo X-cut con funzioni di Corey)

La caratteristica più interessante è:
1) che queste funzioni possono essere scritte separatamente per ciascun pozzetto (volume drenato). Allora puoi
rendono difficile il loro adattamento automatico (il numero dei parametri di controllo è piccolo => la velocità di adattamento è elevata)
Esiste un modello "downhole" che fornisce una previsione ottimamente accurata (se, come di consueto per l'intero campo, l'accuratezza è bassa)

2) Io stesso ho fatto una previsione per un certo numero di depositi e non puoi immaginare come buoni risultati si ottengono nel modello "downhole". Anche se c'è qualche assurdità come GTM, tutta questa faccenda è facilmente modellabile introducendo un nuovo coefficiente di variazione della permeabilità con
Punto temporale GTM => in generale, in termini di velocità di adattamento, anche la linea di flusso è a riposo....

Svantaggi => è necessario condividere le riserve per pozzi, sebbene le riserve possano anche essere rese un parametro adattivo. (E chi li conta esattamente? Ma
nella fase finale, puoi dividere proporzionalmente l'accumulo.)
In generale, se ci sono "problemi" e domande, puoi contattare:

Il 1o gruppo di metodi statistici sul campo per la previsione degli indicatori di sviluppo (curve di spostamento secondo il tipo di metodo di Nazarov S.N., Sipacheva N.V. (1972)).

Uno dei gruppi di metodi esistenti appartiene al gruppo delle dipendenze che caratterizzano il rapporto tra il fattore acqua-olio (WOR) ei fluidi di produzione accumulati.

Questi modelli relativi al gruppo di metodi considerato (caratteristiche di spostamento) sono presentati sotto forma delle principali caratteristiche di spostamento dichiarate dagli autori, e sotto forma di caratteristiche alquanto trasformate e dichiarate da altri autori che ritengono che nella loro modifica queste caratteristiche siano più adeguato.

Con l'aiuto di caratteristiche di spostamento modificate, i coefficienti parametrici aeb vengono determinati in coordinate diverse e, di conseguenza, i risultati dell'approssimazione sono diversi per gli stessi dati, ma tutti gli altri calcoli vengono eseguiti allo stesso modo.

I metodi di questo gruppo si basano sulla presenza di una stretta relazione tra la produzione accumulata di olio, acqua e liquido, individuata sulla base di un'analisi delle curve di produzione integrale per alcuni giacimenti.

Metodi Nazarova SN, Sipacheva N.V. (1972) e Sipacheva, Posevich (1980) descrivono una dipendenza diretta della crescita del fattore acqua-olio (WOR) dalla crescita della produzione di acqua con un aumento del taglio idrico della produzione prodotta. Quanto più elevato è il fattore acqua-olio accumulato e tanto più stabile ed uniforme è lo sviluppo dell'oggetto in studio, tanto più rilevante è l'applicazione di questi metodi.

Il metodo del French Petroleum Institute (1972) si distingue in qualche modo da questo gruppo, poiché il modello in esso incorporato differisce per natura di sviluppo dai due metodi considerati. Questo modello presuppone la dipendenza del fattore acqua-olio, che viene linearizzato ad un certo stadio di sviluppo della dinamica di filtrazione inerente all'oggetto in studio e allo stesso tempo stabilizza il tasso di declino della produzione di olio, tipico degli oggetti con un'elevata percentuale di acqua nella produzione prodotta in fase avanzata. Tuttavia, queste due tendenze non sono correlate tra loro nello sviluppo e, di conseguenza, questo metodo mostra risultati di natura leggermente diversa, ad es. descrive altre relazioni di valori dati.

2o gruppo di metodi statistici sul campo per la previsione degli indicatori di sviluppo (curve di spostamento secondo il metodo di Maksimov M.I. (1959)).

Questo gruppo di metodi descrive bene la maggior parte degli oggetti studiati. Metodi di Maksimov M.I. (1959) e Sazonova B.F. (1972) sono molto deboli, rispetto ad altri metodi, in particolare i metodi del 1° gruppo, sono soggetti ad influenza sui risultati della previsione di vari tipi di correzioni e cambiamenti nel sistema di sviluppo. I metodi considerati in questa sezione possono essere applicati nelle prime fasi di sviluppo del giacimento, quando il recupero di petrolio dalle riserve recuperabili raggiunge 0,4-0,5.

Tuttavia, ci sono oggetti la cui descrizione con l'aiuto di questi modelli non è del tutto adeguata. Questo vale per le strutture che sono in una fase avanzata di sviluppo con lavori attivi per correggere il funzionamento del campo, ad esempio per isolare gli afflussi d'acqua, perforare binari laterali e implementare metodi avanzati di recupero del petrolio. Ciò vale anche per i campi con un cambiamento caratteristico della modalità operativa nelle fasi successive dello sviluppo del campo.

Il metodo di Maksimov M.I. (1959).

MI. Maksimov, studiando il processo di spostamento dell'olio da parte dell'acqua da un modello di giacimento, che è un tubo riempito di sabbia, è stata stabilita una dipendenza empirica della produzione cumulativa di acqua dalla produzione cumulativa di petrolio.

coefficienti empirici.

Metodo Sazonov B.F. (1973).

Il metodo proposto da B.F. Sazonov si basa sul presupposto di una stretta relazione tra la produzione cumulativa di petrolio e liquido, che si manifesta particolarmente chiaramente nella fase finale dello sviluppo dei giacimenti di petrolio.

dov'è la produzione cumulativa di fluido in condizioni di giacimento; - produzione cumulativa di petrolio in condizioni di giacimento; - coefficienti empirici.

Pozzo di produzione, di solito preso rispettivamente 0,02 - 0,05 (frazioni di unità) e 0,95-0,98 (frazioni di unità).

3° gruppo di metodi statistici di campo per la previsione degli indicatori di sviluppo (curve di spostamento secondo il tipo di metodo di Pirverdyan A.M. (1970)).

Questa ipotesi è alla base di una serie di caratteristiche di spostamento, le principali delle quali sono presentate nella Tabella 2.3.

Metodo di Pirverdyan A.M. (1970).

L'equazione di dipendenza può essere utilizzata in due modifiche, questa è l'espressione principale proposta da A.M. Pirverdyan, e l'espressione si trasformò in una forma lineare. Nel passaggio a una forma lineare, può essere rappresentato dalla dipendenza

Metodo di Kambarov G.S. (1974).

Questo metodo, proposto da G.S. Kambarov ed è un metodo simile al metodo di Pirverdyan A.M. (1970), tuttavia, questo metodo si basa non sulla relazione inversa-quadrato, ma su una relazione inversa più semplificata, tra. Gli studi condotti dall'Autore del metodo hanno rivelato l'esistenza di una relazione tra la produzione cumulativa di olio e la produzione cumulativa del seguente tipo di liquido

dov'è la produzione cumulativa di fluido in condizioni di giacimento; - produzione cumulativa di petrolio in condizioni di giacimento; a, b - coefficienti empirici. L'equazione di dipendenza può essere utilizzata anche in due modifiche, questa è l'espressione principale proposta da G.S. Kambarov (1974) (4.72), e l'espressione si è trasformata in una forma lineare. Nel passaggio a una forma lineare, può essere rappresentato dalla dipendenza

Metodo di contenuto di olio costante.

Il metodo del contenuto di olio costante è una dipendenza dalla forma

Questa tendenza è tipica per gli impianti nella fase finale di sviluppo, quando il taglio dell'acqua raggiunge il 95 - 98%, un'ulteriore crescita del taglio dell'acqua è associata a un funzionamento a lungo termine, un forte aumento del fattore acqua-olio e, di regola , il funzionamento dell'impianto non è economicamente giustificato. Questo metodo consente di prevedere la produzione di petrolio in base ai valori di progettazione dati della produzione di fluidi in una fase avanzata.

Metodo di Kazakov A.A. (1976).

Un gruppo di metodi basati su un modello di potere del tipo di dipendenza Pirverdyan A.M. (1970) è stato riassunto e migliorato da A.A. Kazak nel 1976. Kazakov A.A. generalizzato il tipo di modelli presentato in relazione a qualsiasi tipo di curve di permeabilità di fase, a condizione che la dipendenza funzionale di Buckley - Leverett sia soddisfatta, in contrasto, ad esempio, con il modello di Pirverdyan A.M., che è applicabile solo alle curve di fase permeabilità D.A. Efro.

4o gruppo di metodi statistici sul campo per la previsione degli indicatori di sviluppo (curve di spostamento secondo il tipo del metodo di Govorova - Ryabinina (1957)).

Il metodo di Govorova - Ryabinina (1957) è la definizione di indicatori di sviluppo predittivo durante la costruzione di curve di spostamento in coordinate logaritmiche

Si presume che questa dipendenza, se tracciata in coordinate logaritmiche date, diventi lineare al raggiungimento di un certo stadio di sviluppo.

Metodo di Govorova G.L. - Ryabinina Z.K. (1957).

Dipendenza della produzione cumulativa di acqua dalla produzione cumulativa di petrolio

5o gruppo di metodi statistici sul campo per la previsione degli indicatori di sviluppo (curve di spostamento secondo il tipo di metodo di Abyzbaev N.I. (1981)).

Metodo di Abyzbaev N.I. (1981) è una definizione di indicatori di sviluppo predittivo quando si tracciano curve di spostamento in coordinate logaritmiche, ad es. il metodo è rappresentato da una dipendenza del form

Questo gruppo di metodi si basa sulla dipendenza del modulo

La produzione cumulativa di acqua prevista che corrisponde o può essere definita come

Parole chiave

PRESSIONI DI PRENOTAZIONE INIZIALE E MEDIA / VOLUMI DI LIQUIDO ACCUMULATO E INIETTATO / FATTORI DEL VOLUME DELL'OLIO/ GAS E ACQUA / PERMEABILITÀ DI FASE / PRESSIONI INIZIALE E MEDIA DEL SERBATOIO / VOLUMI DEL LIQUIDO RISPARMIATO E POMPATO/ COEFFICIENTI VOLUMICI DELL'OLIO / GAS E ACQUA / PERMEABILITÀ DI FASE

annotazione articolo scientifico sull'energia e la gestione razionale della natura, autore di lavori scientifici - Akramov Bakhshulla Shafievich, Naubeev Temirbek Khasetullaevich, Sapashov Ikramzhan Yaumytbaevich, Sanetullaev Ernazar Esbosynovich, Eshmuratov Anvar Baltabaevich

L'articolo affronta i problemi della previsione degli indicatori di sviluppo basati sulle caratteristiche dello spostamento del petrolio dall'acqua utilizzando metodi di bilancio materiale. Il metodo del bilancio materiale consente di risolvere una serie di problemi di sviluppo, inclusa la previsione di indicatori tecnologici. I seguenti dati sono necessari per prevedere lo sviluppo di un giacimento di petrolio utilizzando il metodo del bilancio materiale: pressione iniziale e media di giacimento, volumi di fluido accumulato e pompato, volumi d'acqua che invadono la formazione, coefficienti volumetrici dell'olio, gas e acqua , permeabilità di fase, viscosità dinamiche di petrolio e gas. L'accuratezza degli indicatori calcolati utilizzando il metodo del bilancio materiale dipende dalla selezione dei dati iniziali, dalla loro utilità e da alcune ipotesi che costituiscono la base delle equazioni di calcolo. È anche possibile prevedere l'attuale saturazione dell'olio in base all'attuale recupero dell'olio e alle caratteristiche di petrolio, gas e acqua, e per la modalità di guida dell'acqua, la saturazione media dell'olio attuale per il giacimento è prevista determinando il volume di acqua invadente il serbatoio. Sulla base delle equazioni del flusso di petrolio e gas nel giacimento, determinare la permeabilità relativa. Si può ritenere che questo metodo dia risultati più plausibili, mantenendo inalterato il sistema di sviluppo esistente e riducendo naturalmente l'attuale prelievo di liquidi in una fase successiva.

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• Determinazione del volume d'acqua che entra nel giacimento in base alle caratteristiche di spostamento dell'olio da parte dell'acqua

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• Valutazione del carattere di saturazione del giacimento sulla base di studi core e relative curve di permeabilità di fase

  2017 / Luppov VI

Previsione di indicatori di sviluppo secondo caratteristiche di sostituzione di olio con acqua

Nell'articolo sono considerate domande della previsione di indicatori di sviluppo per caratteristiche di sostituzione di olio da acqua con uso di metodi di equilibrio materiale. Il metodo dell'equilibrio materiale consente di risolvere numerosi problemi di sviluppo inclusa la previsione di indicatori tecnologici. I dati seguenti sono necessari per la previsione di indicatori di sviluppo del pool di petrolio con un metodo di bilancio materiale: pressioni iniziali e medie di giacimento, volumi del liquido accumulato e pompato, i volumi d'acqua che interferiscono nello strato, i coefficienti di volume dell'olio, la permeabilità della fase gassosa e acquosa, la viscosità dinamica del petrolio e del gas. L'accuratezza degli indicatori conteggiati mediante un metodo di bilancio materiale dipende dalla selezione dei dati di base, dal loro pieno valore e dalle ipotesi accettate che sono alla base delle equazioni di regolamento. È anche possibile prevedere l'attuale saturazione del petrolio in base alle caratteristiche attuali del petrolio e del petrolio, del gas e dell'acqua, e per il serbatoio dell'azionamento dell'acqua sull'attuale saturazione media del petrolio è prevista determinando la quantità di invasione del serbatoio d'acqua. Sulla base delle equazioni di flusso del giacimento di petrolio e gas, viene determinata la permeabilità relativa. Possiamo supporre che questo metodo dia risultati più affidabili, mantenendo inalterato il sistema esistente e lo sviluppo di una riduzione naturale della selezione corrente del liquido in una fase avanzata.

Il testo del lavoro scientifico sul tema "Indicatori di sviluppo previsionali basati sulle caratteristiche dello spostamento di petrolio dall'acqua"

www.7universum.com

SCIENZE TECNICHE

PREVISIONE DELLE PRESTAZIONI DI SVILUPPO DALLE CARATTERISTICHE DELLO SPOSTAMENTO DELL'OLIO CON L'ACQUA

Akramov Bakhshulla Shafievich

can. tecnico. Scienze, Professore Associato, Dipartimento di Sviluppo e Funzionamento del Petrolio e giacimenti di gas, Professore associato, Università tecnica statale di Tashkent, 100095, Repubblica dell'Uzbekistan, Tashkent, st. Università, 2

E-mail: akramov [email protetta] it

Naubeev Temirbek Khasetullaevich

can. chimica. scienze, capo. Dipartimento di Tecnologia Petrolifera e del Gas, Professore Associato del Karakalpakstan Università Statale nomi di Berdakh, 230112, Repubblica del Karakalpakstan, Nukus, st. Ch. Abdirova 1

E-mail: [email protetta] it

Sapashov Ikramzhan Yaumytbaevich

Assistente del Dipartimento di tecnologia petrolifera e del gas, Università statale di Karakalpak intitolata a Berdakh, 230112, Repubblica del Karakalpakstan, Nukus, st. Ch. Abdirova 1

E-mail: [email protetta] it

Sanetullaev Yernazar Esbosynovich

E-mail: ernazar. 91 @mail.ru

Eshmuratov Anvar Baltabaevich

Assistente del Dipartimento di tecnologia petrolifera e del gas, Università statale di Karakalpak intitolata a Berdakh, 230112, Repubblica del Karakalpakstan, Nukus, st. Ch. Abdirova 1

E-mail: anvar_12.8 [email protetta] it

Indicatori di sviluppo previsionali basati sulle caratteristiche dello spostamento di petrolio dall'acqua // Universum: Scienze tecniche: elettrone. scientifico rivista Akramov B.Sh. [e così via.]. 2016. N. 7 (28) . URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/3413

PREVISIONE DEGLI INDICATORI DI SVILUPPO SECONDO LE CARATTERISTICHE DELLA SOSTITUZIONE DELL'OLIO CON L'ACQUA

Bahshullo Akramov

Candidato di scienze ingegneristiche, professore associato di cattedra di sviluppo e funzionamento di giacimenti di petrolio e gas,

Università tecnica statale di Tashkent, 100095, Repubblica dell'Uzbekistan, Tashkent, Universitetskaja St., 2

Temirbek Naubeev

Candidato di scienze chimiche, capo della cattedra di tecnologia del petrolio e del gas, professore associato dell'università statale di Karakalpak intitolata a Berdakh, 230112, Repubblica del Karakalpakstan, Nukus, cap. Via Abdirova, 1

Ikramjan Sapashov

Assistente della Cattedra di tecnologia del petrolio e del gas, Università statale di Karakalpak intitolata a Berdakh, 230112, Repubblica del Karakalpakstan, Nukus, Ch. Via Abdirova, 1

Ernazar Sanetullaev

Anvar Eshmuratov

Assistente della cattedra di tecnologia del petrolio e del gas Università statale di Karakalpak intitolata a Berdakh, 230112, Repubblica del Karakalpakstan, Nukus, Ch. Via Abdirova, 1

ANNOTAZIONE

L'articolo affronta i problemi della previsione degli indicatori di sviluppo basati sulle caratteristiche dello spostamento del petrolio dall'acqua utilizzando metodi di bilancio materiale. Il metodo del bilancio materiale consente di risolvere una serie di problemi di sviluppo, inclusa la previsione di indicatori tecnologici. Per prevedere lo sviluppo di un giacimento di petrolio utilizzando il metodo del bilancio materiale, sono necessari i seguenti dati: pressioni iniziali e medie di giacimento, volumi di fluido accumulato e iniettato, volumi di acqua che invade il giacimento, coefficienti volumetrici di petrolio, gas e acqua, fase permeabilità, viscosità dinamiche di petrolio e gas. Precisione

calcolato utilizzando il metodo del bilancio materiale degli indicatori dipende dalla selezione dei dati iniziali, dalla loro utilità e da alcune ipotesi assunte, che stanno alla base delle equazioni di calcolo. È anche possibile prevedere l'attuale saturazione dell'olio in base all'attuale recupero dell'olio e alle caratteristiche di petrolio, gas e acqua, e per la modalità di guida dell'acqua, la saturazione media dell'olio attuale per il giacimento è prevista determinando il volume di acqua invadente il serbatoio.

Sulla base delle equazioni del flusso di petrolio e gas nel giacimento, determinare la permeabilità relativa.

Nell'articolo sono considerate domande della previsione di indicatori di sviluppo per caratteristiche di sostituzione di olio da acqua con uso di metodi di equilibrio materiale. Il metodo dell'equilibrio materiale consente di risolvere numerosi problemi di sviluppo inclusa la previsione di indicatori tecnologici. I dati seguenti sono necessari per la previsione di indicatori di sviluppo della pozza d'olio da un metodo di equilibrio materiale: pressioni di giacimento iniziali e medie, volumi del liquido salvato e pompato, i volumi d'acqua che interferiscono nello strato, coefficienti di volume del petrolio, permeabilità alla fase gassosa e acquosa, viscosità dinamica di petrolio e gas. L'accuratezza degli indicatori conteggiati mediante un metodo di bilancio materiale dipende dalla selezione dei dati di base, dal loro pieno valore e dalle ipotesi accettate che sono alla base delle equazioni di regolamento.

È anche possibile prevedere l'attuale saturazione del petrolio in base alle caratteristiche attuali del petrolio e del petrolio, del gas e dell'acqua, e per il serbatoio dell'azionamento dell'acqua la saturazione media del petrolio attuale è prevista determinando la quantità di serbatoio d'acqua invadente.

Sulla base delle equazioni di flusso del giacimento di petrolio e gas, viene determinata la permeabilità relativa.

Possiamo supporre che questo metodo dia risultati più affidabili, mantenendo inalterato il sistema esistente e lo sviluppo di una riduzione naturale della selezione corrente del liquido in una fase avanzata.

Parole chiave: pressioni iniziali e medie di formazione; volumi di liquido accumulato e pompato; coefficienti volumetrici di petrolio, gas e acqua; permeabilità di fase;

Parole chiave: pressioni iniziali e medie di giacimento; volumi del liquido su salvato e pompato; coefficienti di volume di petrolio, gas e acqua; permeabilità di fase;

Il metodo del bilancio materiale consente di risolvere una serie di problemi di sviluppo, inclusa la previsione di indicatori tecnologici.

I seguenti dati sono necessari per prevedere lo sviluppo di un giacimento di petrolio utilizzando il metodo del bilancio materiale:

Pressioni iniziali e medie di giacimento;

Volumi di liquido accumulato e pompato;

Volumi d'acqua che invadono il bacino;

Coefficienti volumetrici di petrolio, gas e acqua;

Permeabilità di fase;

Viscosità dinamiche di petrolio e gas.

Questo metodo permette di prevedere l'attuale recupero dell'olio t

qo = k - bn0 + bg r - r) (1)

t q3 k + bg r - r) "(7

dove: qu3 - volume accumulato di olio estratto dal giacimento;

Q è il volume iniziale di olio nel giacimento;

K, bm0 - rispettivamente, i coefficienti volumetrici dell'olio alla pressione p e

B - coefficiente volumetrico del gas a p;

R0, R, R - rispettivamente, i volumi di gas disciolto per unità di volume

olio alla pressione di giacimento iniziale e attuale e in superficie.

È anche possibile prevedere l'attuale saturazione dell'olio in base all'attuale recupero dell'olio e alle caratteristiche di petrolio, gas e acqua, e per la modalità di guida dell'acqua, la saturazione media dell'olio attuale per il giacimento è prevista determinando il volume di acqua invadente il serbatoio.

Sulla base delle equazioni del flusso di petrolio e gas nel giacimento, determinare la permeabilità relativa

K _ (I - Yag) / , (2)

kn bn Vg Vn "

dove: kn, kg - rispettivamente, permeabilità di fase per petrolio e gas;

i - fattore gasolio totale;

/, / - rispettivamente, viscosità dinamiche di petrolio e gas.

L'accuratezza degli indicatori calcolati utilizzando il metodo del bilancio materiale dipende dalla selezione dei dati iniziali, dalla loro utilità e da alcune ipotesi che costituiscono la base delle equazioni di calcolo.

Se le caratteristiche degli oli di giacimento ottenuti nel processo di degasaggio nella bomba RTH vengono utilizzate nei calcoli con il metodo del bilancio materiale, che differiscono nettamente dai fenomeni che si verificano nel giacimento, la previsione della pressione media del giacimento porta a distorsioni significative di i risultati.

In un certo numero di casi, la previsione degli indicatori dello sviluppo dei giacimenti petroliferi durante le inondazioni in giacimenti fratturati e porosi viene effettuata solo sulla base della risoluzione dell'equazione di bilancio materiale.

La dipendenza tra la produzione totale di petrolio e la produzione totale di liquido è intesa come la caratteristica di spostamento, ma successivamente le caratteristiche di spostamento hanno cominciato ad essere intese come la dipendenza del totale

produzione di petrolio dalla produzione totale di acqua, nonché la dipendenza di vari rapporti tra le quantità totali di olio, acqua e liquido.

Inoltre, si cominciò ad attribuire alle caratteristiche di spostamento la dipendenza tra il contenuto di olio o acqua nella portata ei prelievi totali di olio, acqua e liquido.

Quando si prevedono indicatori di sviluppo per un giacimento sfruttato a lungo termine, quando sono noti dati effettivi significativi sulla produzione di petrolio e acqua, il calcolo può essere effettuato utilizzando le caratteristiche di spostamento.

Per fare ciò, prima interpolare le curve effettive come taglio dell'acqua - produzione cumulativa di petrolio, taglio dell'acqua - volume cumulativo di acqua iniettata, recupero di olio attuale - volume cumulativo di acqua iniettata, quindi estrapolare le dipendenze ottenute al fine di ottenere indicatori predittivi.

La maggior parte delle equazioni utilizzate per elaborare le curve di spostamento sono state ottenute empiricamente come risultato dell'analisi dei dati sul campo (metodi di Kambarov, Nazarov, Kopytov, ecc.). Alcuni dei modelli sono stati ottenuti come risultato ricerca teorica il processo di spostamento dell'olio dall'acqua in alcune formulazioni semplificate.

L'analisi mostra che le caratteristiche di spostamento possono essere sostanzialmente divise in due gruppi:

Caratteristiche di spostamento integrale;

Caratteristiche di spostamento differenziale.

Il primo gruppo comprende tutte le dipendenze, nelle formule di cui compaiono le estrazioni totali di olio, acqua e liquido.

Nella seconda - tutte le dipendenze, le cui formule includono il contenuto di olio o acqua e i prelievi totali di olio, acqua e liquido.

In alternativa ai metodi tradizionali delle caratteristiche di spostamento, si possono considerare le equazioni di sviluppo utilizzate nella metodologia analitica per il calcolo degli indicatori tecnologici

sviluppo di depositi nella modalità azionata dall'acqua, utilizzata nel petrolio TatNIPI.

In questo metodo si assume che la dinamica dell'attuale produzione di petrolio e la stimata produzione di fluido in condizioni di sviluppo invariate obbediscano alla legge esponenziale. In questo caso, la produzione di fluidi diminuirà quando i pozzi irrigui vengono chiusi, il che è tipico della fase di sviluppo tardiva. Inoltre, questa tecnica tiene conto delle condizioni di sviluppo variabili nel tempo.

Il metodo dell'olio TatNIPI si basa sulle seguenti due dipendenze di sviluppo:

h _ Cho bn,

Chw acho acho

mld bp bp mld

dove: Ch, Ch - rispettivamente, le portate attuali di olio e acqua;

Cho - portata dell'ampiezza iniziale di tutti i pozzi perforati e messi in esercizio;

b, bzh - rispettivamente, i prelievi accumulati di petrolio e liquidi; battaglie, &zhp - rispettivamente, potenziali riserve recuperabili di petrolio e liquidi con un periodo di sviluppo illimitato; a è il fattore di conversione.

Per poter utilizzare le equazioni (3), è necessario approssimare le effettive dipendenze osservate dei valori specifici degli attuali prelievi di petrolio e acqua mediante funzioni lineari a tratti, riflettendo l'impatto delle misure tecnologiche adottate sul previsto indicatori finali di sviluppo in dinamica.

Cho, bop, bop e sui tratti rettilinei delle curve delle dipendenze effettive trasformate viene calcolato il parametro di filtrazione /o.

Pertanto, con l'aiuto delle equazioni di sviluppo proposte, adattate alla storia del funzionamento dell'oggetto, è possibile prevedere gli indicatori di sviluppo attuali e finali.

Va notato che il metodo indicato necessita di ulteriori miglioramenti, poiché le equazioni di sviluppo applicate non coprono l'intero periodo di funzionamento dell'oggetto.

Bibliografia:

1. Valutazione dell'efficacia degli impianti di produzione in una fase avanzata mediante metodi delle caratteristiche di spostamento. / RG Khamzin, RT Fazlyev. - Olio TatNIPI, Intervallo, n. 9 (44), 2002.

2. Guida di riferimento alla progettazione dello sviluppo e del funzionamento dei giacimenti petroliferi. Progettazione dello sviluppo, produzione di petrolio / Sh.K. Gimatutdinov, I.T. Mishchenko, AI Petrov e altri - M.: Nedra, 1983, 463 pp., vol. I, 455 pp., vol. II.

1. Khamzin RG, Fazlyev RT Valutare l'efficacia degli impianti di produzione in una fase successiva mediante tecniche delle caratteristiche di spostamento. TatNIPIneft, Intervallo Publ., n. 9 (44), 2002. (in russo).

2. Gimatutdinov Sh.K., Mishchenko I.T., Petrov A.I. Manuale di riferimento per la progettazione, lo sviluppo e lo sfruttamento dei giacimenti petroliferi. Sviluppo del design, produzione di petrolio. Mosca, Nedra Publ., 1983, 463 p., vol. I, 455 pag., vol. II. (In russo).