De viktigaste tekniska indikatorerna som kännetecknar processen att utveckla ett oljefält (deposition) inkluderar: årlig och kumulativ produktion av olja, vätska, gas; årlig och kumulativ injektion av medlet (vatten); vattenavskärning av producerade produkter; utvinning av olja från utvinningsbara reserver; lager av produktions- och injektionsbrunnar; oljeutvinningsgrader; vätskeuttagskompensation genom vatteninjektion; oljeåtervinningsfaktor ström och slutlig (design); brunnsflödeshastigheter för olja och vätska; välinjektivitet; formationstryckdynamik, borrvolymer, driftsättning av produktions- och injektionsbrunnar, avveckling av brunnar m.m.
Utvecklingsprocessens effektivitet utvärderas också genom förhållandet mellan andelen återvunnen olja från dess initiala utvinningsbara reserver och det aktuella vattenavbrottet, av den nuvarande och ackumulerade balansen mellan vatteninjektion och vätskeuttag från reservoaren, genom minskningen av reservoaren tryck (i förhållande till utgångsvärdet) etc.
Låt oss presentera en metod för att beräkna de viktigaste tekniska indikatorerna för processen att utveckla ett oljefält (deposition).
1. Årlig oljeproduktion ( q t, t/år) - oljeproduktion från alla producerande brunnar under ett år. Oljeproduktionen för den framtida perioden bestäms med hjälp av olika metoder och datorprogram. Vid utveckling av fyndigheter i slutskedet (med sjunkande oljeproduktion) kommer den årliga oljeproduktionen ( q t ,) , antal gruvarbetare 2 - ( n td ) och injektionsbrunnar 3 - ( n tn ) kan bestämmas med formlerna [9]:
2. 
(3.11)
2. 
(3.12)
Var t – räkenskapsårets ordningsnummer ( t =1, 2, 3, 4, 5); q0 – amplitud oljeproduktion i 10 år; e \u003d 2.718 - basen för naturliga logaritmer; Q vila – Återstående utvinningsbara oljereserver. n 0d Och n 0n - antalet brunnar i början av räkenskapsåret, produktion respektive injektion; T- genomsnittlig brunnsliv, år; i avsaknad av faktiska uppgifter kan T tas som standard brunnsavskrivningsperiod (20 år).
4. Årlig oljeutvinning t botten är förhållandet mellan årlig produktion ( q t ) till initiala utvinningsbara reserver ( Q botten ), %:
t botten = q t / Q botten (3.13)
5. Årlig oljeutvinningsgrad t oiz , % - av de återstående (nuvarande) utvinningsbara reserverna - förhållandet mellan årlig produktion ( q t ) till återstående utvinningsbara reserver ( Q oiz ) - återstående utvinningsbara oljereserver i början av beräkningen (skillnaden mellan de initiala utvinningsbara reserverna och den kumulativa oljeproduktionen i början av beräkningsåret:
t oiz = q t / Q oiz (3.14)
6. Oljeproduktion sedan utvecklingens början (kumulativ oljeutvinning) Q nak - summan av årliga oljeuttag i slutet av året, tusen ton:
Q nak = q t1 + q t2 + q t3 + …… + q tn-1 + q tn , (3.15)
7. Oljeutvinning från initiala utvinningsbara reserver Med Q – förhållandet mellan kumulativ oljeutvinning och initiala utvinningsbara reserver), %:
C Q = Q topp / Q botten (3.16)
8. Oljeåtervinningsfaktor ( CIN ) eller oljeutvinningskoefficient - förhållandet mellan den kumulativa oljeutvinningen och de ursprungliga geologiska eller balanserade oljereserverna, fraktioner av enheter:
CIN \u003d Q acc / Q boll (3.17)
9. Vätskeproduktion sedan utvecklingens början Q w är summan av årliga vätskeuttag ( q ) för innevarande år, tusen ton:
Q Well = q Zh1 + q Zh2 + q Zh3 +……..+q Zhn-1 + q Zhn (3.18)
10. Genomsnittlig årlig vattenminskning - andelen vatten i brunnsproduktionen W , är förhållandet mellan årlig vattenproduktion ( q in ) till den årliga vätskeproduktionen ( q ), %:
W = q in / q f (3.19)
11. Vatteninjektion sedan utvecklingens början - summan av de årliga värdena för vatteninjektion ( q beställning ) i slutet av rapporteringsåret, tusen m 3:
Q order = q order1 + q order2 + q order3 +……….+ q order n-1 + q order n (3.20)
12. Kompensation för vätskeavdrag genom vatteninjektion för året (aktuellt) - förhållandet mellan årlig vatteninjektion och årlig vätskeproduktion, %:
K g \u003d q beställning / q väl (3.21)
13. Kompensation av vätskeavdrag genom vatteninjektion från utvecklingens början (kumulativ kompensation) - förhållandet mellan ackumulerad vatteninjektion och det ackumulerade vätskeavtaget, %:
K nak \u003d Q order / Q well (3.22)
14. Årets produktion av petroleumassocierad gas bestäms genom att multiplicera den årliga oljeproduktionen med gasfaktorn ( G f ), miljoner m 3:
q gas = q t . G f (3.23)
15. Produktion av tillhörande petroleumgas från utvecklingens början - summan av årliga gasuttag, miljoner m 3:
Q gas = q gas1 + q gas2 + q gas3 +……….+ q gas n-1 + q gas n (3.24)
16. Genomsnittlig årlig flödeshastighet för en produktionsbrunn för olja - förhållandet mellan årlig oljeproduktion och det genomsnittliga årliga antalet produktionsbrunnar ( Nästa ) och antalet dagar på ett år ( T g ), med hänsyn till produktionsbrunnens driftfaktor, ( K e.d ), t/dag:
q väl.d. = q t / n ext T g K e.d, (3.25)
Var K e.d är lika med förhållandet mellan summan av arbetsdagar (dagar) av alla produktionsbrunnar under ett kalenderår och antalet dessa brunnar och antalet kalenderdagar(dagar) per år, och som tas lika med 0,98.
17. Den genomsnittliga årliga flödeshastigheten för en produktionsbrunn i termer av vätska är förhållandet mellan den årliga produktionen av vätska och det genomsnittliga årliga antalet produktionsbrunnar och antalet dagar på ett år, med hänsyn tagen till produktionsbrunnens driftfaktor, t/dag:
q väl \u003d q w/n ext T g K e.d, (3.26)
18. Den genomsnittliga årliga injektionsbrunnen för en injektionsbrunn är förhållandet mellan den årliga vatteninjektionen och det genomsnittliga årliga antalet injektionsbrunnar ( n naken ) och antalet dagar på ett år, med hänsyn tagen till driftkoefficienten för injektionsbrunnar ( K e.n ), m 3 / dag:
q brunnar \u003d q order / n nag T g K e.n, (3.27)
Var K e.n är lika med förhållandet mellan summan av arbetsdagar av alla injektionsbrunnar under ett kalenderår och antalet dessa brunnar och antalet kalenderdagar under ett år.
19. Reservoartrycket för det 20:e utvecklingsåret tenderar att minska om den ackumulerade kompensationen K nak mindre än 120 %, dvs. R pl t ≤ R pl n ≥; om den ackumulerade kompensationen ligger i intervallet från 120 till 150 %, är reservoartrycket nära eller lika med det initiala trycket R pl t = R pl n ; om den ackumulerade kompensationen är mer än 150 %, tenderar reservoartrycket att öka och kan vara högre än det initiala R pl t ≥ R pl n .
Utvecklingsteknik - en uppsättning metoder som används för att utvinna olja från tarmarna. Det finns många indikatorer på teknisk utveckling, men det finns gemensamma för alla, låt oss överväga dem:
1. Utvinning av olja från fältet under utvecklingen, som är uppdelad i fyra steg.
2. Utvecklingshastigheten för ett oljefält kan representeras som förhållandet mellan den nuvarande oljeproduktionen q n (t) och de geologiska reserverna i fältet G
Z(t q n (t)) = q n (t) / G
3. Vätskeproduktion från fältet är den totala produktionen av olja och vatten.
4. Oljeåtervinning - förhållandet mellan mängden olja som utvinns från reservoaren och dess initiala reserver i reservoaren. Särskilj ström - förhållandet mellan mängden olja som utvinns från reservoaren vid tidpunkten för reservoarutvecklingen och dess initiala reserver. Ultimate oljeutvinning är förhållandet mellan mängden producerad olja och dess initiala reserver vid slutet av reservoarutvecklingen.
5. Utvinning av gas från ett oljefält under utveckling. Denna faktor kännetecknas av Gf-värdet.
6. Förbrukning av ämnen som injiceras i reservoaren och deras utvinning tillsammans med olja och gas (vanligt vatten, vatten med tillsatser av kemiska reagenser, varmt vatten eller ånga, kolvätegaser, luft, koldioxid, etc.).
7. Fördelning i behållaren.
8. Tryck vid mynningen av Ru-produktionsbrunnen
9. Fördelning av brunnar enligt metoden för att lyfta vätska från botten till ytan.
10. Formationstemperatur.
5 . Det som kallas utvecklingsobjektet. Hur ett objekt utvecklas. Vad är ett objekts egenskap. Är det möjligt att utveckla olika objekt med samma brunnar genom att använda tekniska medel.
Utvecklingsobjekt- detta är en geologisk formation (reservoar, massiv, struktur, uppsättning lager) artificiellt identifierad inom det fält som utvecklas, som innehåller industriella reserver av kolväten, vars utvinning från undergrunden utförs med hjälp av viss grupp brunnar eller andra gruvstrukturer. Utvecklare, som använder den terminologi som är vanlig bland oljemän, anser vanligtvis att varje objekt är utvecklat av sitt eget rutnät av brunnar. Det måste understrykas att naturen själv inte skapar utvecklingsobjekt - de tilldelas av människor som utvecklar fältet. Ett, flera eller alla lager av fältet kan inkluderas i utvecklingsobjektet.
Huvuddragen i utvecklingsobjektet- förekomsten av industriella oljereserver i reservoarerna och en viss grupp av brunnar som är inneboende i detta objekt, med hjälp av vilket det utvecklas. Samtidigt kan motsatsen inte hävdas, eftersom samma brunnar kan utveckla olika objekt genom att använda tekniska medel för simultan-separat drift. Huvudfaktorerna är:
Geologiska och fysiska egenskaper hos reservoaren;
Utvinningsbara oljereserver, miljoner ton
Tjocklek, m
Permeabilitet, 10~3μm2
Oljans viskositet - Z Kti,.1YuO-3 P 3 Pa-s
Utbyggnadsobjekt delas ibland in i följande typer: oberoende, det vill säga utvecklas vid en given tidpunkt, och returobjekt, det vill säga ett som kommer att utvecklas av brunnar som driver ett annat objekt under denna period.
6. Nämn de viktigaste faktorerna som påverkar valet av utvecklingsobjekt. Hur påverkar reservoarbergarternas geologiska och fysikaliska egenskaper valet av utvecklingsobjekt.
Faktorer som påverkar valet av utvecklingsobjekt
1. Geologiska och fysikaliska egenskaper hos olje- och gasreservoarbergarter.
I många fall är reservoarer som skiljer sig kraftigt i permeabilitet, total och effektiv tjocklek, såväl som heterogenitet, inte tillrådligt att utvecklas som ett objekt, eftersom de kan skilja sig avsevärt i produktivitet, reservoartryck under utvecklingsprocessen och, följaktligen, i brunnsdriftmetoder, och hastigheten för oljereserverproduktion och förändring i vattenavskärning av produkter. För formationer med olika arealen heterogenitet kan olika rutnät av brunnar vara effektiva, så det visar sig vara opraktiskt att kombinera sådana formationer till ett utvecklingsobjekt. I mycket vertikalt heterogena formationer med separata lågpermeabla mellanskikt som inte kommunicerar med högpermeabilitetsskikt kan det vara svårt att ge acceptabel täckning av horisonten genom vertikal stimulering på grund av att endast högpermeabla mellanskikt ingår i aktiv utveckling , och mellanskikt med låg permeabilitet utsätts inte för medlet som injiceras i reservoaren (vatten, gas). För att öka täckningen av sådana reservoarer genom utveckling tenderar de att delas upp i flera objekt.
2. Fysikaliska och kemiska egenskaper hos olja och gas.
Oljornas egenskaper har stor betydelse vid valet av utvecklingsobjekt. Reservoarer med väsentligt olika oljeviskositeter kanske inte är lämpliga att kombinera till ett objekt, eftersom de kan utvecklas med olika tekniker för att utvinna olja från undergrunden med olika layouter och brunnsmönsterdensiteter. Ett kraftigt annorlunda innehåll av paraffin, svavelväte, värdefulla kolvätekomponenter, industriellt innehåll av andra mineraler kan också göra det omöjligt att gemensamt utveckla reservoarer som ett objekt på grund av behovet av att använda väsentligt olika tekniker för att utvinna olja och andra mineraler från reservoarer.
3. Fastillstånd för kolväten och reservoarsystem.
4. Villkor för att hantera processen för att utveckla oljefält.
5. Teknik och teknik för brunnsdrift.
Det kan finnas många tekniska och tekniska skäl som leder till att det är ändamålsenligt eller olämpligt att använda individuella alternativ för att välja objekt. Till exempel, om från brunnar som driver en viss reservoar eller grupper av reservoarer som är allokerade till utvecklingsobjekt, antas det ta så betydande vätskeflöden att de kommer att vara begränsande för moderna medel brunnsdrift. Därför kommer ytterligare förstoring av objekt att vara omöjlig av tekniska skäl.
Avslutningsvis bör det än en gång understrykas att var och en av de uppräknade faktorernas inflytande på valet av utvecklingsobjekt först måste underkastas en teknisk och genomförbarhetsanalys och först därefter kan beslut fattas om tilldelning av utvecklingsobjekt.
7. Inverkan av fysikaliska och kemiska egenskaper hos olja och gas på valet av utvecklingsobjekt. Möjligheten att kombinera reservoarer till ett objekt med signifikant olika oljeviskositeter.
Oljornas egenskaper har stor betydelse vid valet av utvecklingsobjekt.
Reservoarer med väsentligt olika oljeviskositeter kanske inte är lämpliga att kombinera till ett objekt, eftersom de kan utvecklas med olika tekniker för att utvinna olja från undergrunden med olika layouter och brunnsmönsterdensiteter.
Ett kraftigt annorlunda innehåll av paraffin, svavelväte, värdefulla kolvätekomponenter, industriellt innehåll av andra mineraler kan också göra det omöjligt att gemensamt utveckla reservoarer som ett objekt på grund av behovet av att använda väsentligt olika tekniker för att utvinna olja och andra mineraler från reservoarer.
Det är omöjligt att kombinera en ren oljereservoar och en oljereservoar med ett gaslock till ett objekt. Att kombinera dessa reservoarer till ett objekt är inte tillrådligt, eftersom utvecklingen av var och en av dem kräver olika brunnslayouter och olje- och gasåtervinningstekniker.
Reservoarer av betydande tjocklek med tjocka ogenomträngliga sektioner kan vara självständiga utvecklingsobjekt. Med en liten tjocklek av skikten och närvaron av sammanflödeszoner, som komplicerar den separata insprutningen av vatten i varje skikt och regleringen av utvecklingsprocesser, kombineras skikten till en enda operativ anläggning. När du väljer utvecklingsobjekt bör följande faktorer beaktas:
1. Geologiska och fysikaliska egenskaper hos olje- och gasreservoarbergarter. Ett utvecklingsobjekt kan innefatta reservoarer som har liknande litologiska egenskaper och reservoaregenskaper hos produktiva reservoarbergarter, värden på initialt reducerade reservoartryck och sammanfaller i termer av oljeförande yta. Reservoarer som skiljer sig kraftigt i permeabilitet, totala och effektiva tjocklekar, såväl som det initiala reservoartrycket, är olämpliga att kombineras till ett objekt. Formationer som skiljer sig mycket i areal och lager-för-lager-heterogenitet är också olämpliga att kombineras till ett utvecklingsobjekt.
Reservoarer som skiljer sig avsevärt i produktivitet och reservoartryck kommer att skilja sig åt i utvecklingsmetoder, oljeutvinningshastigheter och förändringar i brunnsproduktionens vattenavskärning, så deras inkludering i ett utvecklingsobjekt kommer oundvikligen att leda till en minskning av oljeutvinningen i hela objektet.
I processen med att utveckla flerskiktsproduktionsanläggningar för oljefält, märktes det att den genomsnittliga produktivitetsfaktorn för brunnar Kps, som driver flera reservoarer tillsammans, är mindre än summan av Kpsum av genomsnittliga produktivitetsfaktorer för brunnar som driver samma reservoarer separat. Den fysiska karaktären av detta fenomen har inte studerats tillräckligt. Ett antal forskare menar att produktivitetsminskningen uppstår på grund av vätskeflöden mellan lagren, andra förklarar förluster p.g.a. hydrauliskt motstånd i borrhålet förklarar vissa forskare detta med det ömsesidiga inflytandet från de skikt som utnyttjas.
Om ett stort antal reservoarer kombineras till en produktionsanläggning, når det maximala värdet av minskningen av produktivitetsfaktorn för brunnar i den gemensamma driften av reservoarer jämfört med separat drift 35-45%.
2. Fysikaliska och kemiska egenskaper hos olja, vatten och gas. Reservoarer som innehåller olja med olika egenskaper, till exempel i viskositet, är inte tillrådliga att kombineras till ett utvecklingsobjekt, eftersom det för att utvinna produkter är nödvändigt att använda olika tekniker för att påverka dem, vilket kräver ett annat lokaliseringssystem och olika brunnar mönstertäthet.
Formationsvattnets fysikaliska och kemiska egenskaper och möjligheten att blandas är av avgörande betydelse vid valet av objekt. Till exempel kan injicering av vatten i en formation som innehåller bildningsvatten av en viss sammansättning orsaka kemiska reaktioner, som ett resultat av vilket villkoren för filtrering av vätskor förvärras.
3. Fastillstånd för kolväten och reservoarregimer. Till exempel är det omöjligt att kombinera en ren oljereservoar och en oljereservoar med ett gaslock till ett objekt. Att kombinera dessa reservoarer till ett objekt är inte tillrådligt, eftersom utvecklingen av var och en av dem kräver olika brunnslayouter och olje- och gasåtervinningstekniker.
4. Förmåga att hantera utvecklingsprocessen (det är inte tillrådligt att kombinera många lager till ett objekt)
5.Utvecklingsteknik och teknik - teknik brunnsdrift (om det är lönsamt att utveckla reservoarerna självständigt, är det inte tillrådligt att kombinera dem)
Lämpligheten av att kombinera skikten till ett driftobjekt, tidigare fastställt enligt de listade geologiska särdragen, specificeras ytterligare genom teknisk analys och förstudier.
En av de senaste framstegen inom produktionsteknik och teknologi är tekniken för simultan-separerad drift (SEM) av reservoarer. Användningen av denna teknik gör det möjligt att kombinera fördelarna med neddragning av utvecklingsobjekt med fördelarna med gemensam exploatering av reservoarer. Med denna teknik kan en brunn producera olja från två objekt samtidigt, vilket ger vart och ett av objekten sin egen optimala effekt för just detta objekt. Det sker således ingen förlust av utvinningsbara reserver, och processens lönsamhet ökas genom att minska antalet erforderliga brunnar.
Samtidigt är enkellyftsmodifieringen av WEM den mest ekonomiska, när blandningen av vätskor som produceras från två föremål sker i en slang i brunnen. Denna modifiering komplicerar emellertid processen för kontroll över utvecklingen av enskilda objekt och är dessutom inte tillämplig vid betydande skillnader i de fysikalisk-kemiska egenskaperna hos reservoarvätskor. Designen med två lyft gör att en brunn kan användas för helt separat produktion av kolväten från två objekt längs olika rör. Teknik för simultan-separat injektion utvecklas också.
8. Inflytande på valet av utvecklingsobjekt av kolvätens fastillstånd och reservoarregimen. Vilka fastillstånd har kolväten i reservoarerna. Nämn arbetssätten för lagren.
Olika reservoarer som ligger relativt nära varandra längs vertikalen och har liknande geologiska och fysikaliska egenskaper, i vissa fall är det olämpligt att kombinera till ett objekt som ett resultat av reservoarkolvätens olika fastillstånd och reservoarregimen. Så om det finns ett betydande gaslock i en reservoar och den andra utvecklas under en naturlig elastisk vattendriven regim, kan det inte vara lämpligt att kombinera dem till ett objekt, eftersom deras utveckling kommer att kräva olika layouter och antal brunnar, samt olika olje- och gasutvinningstekniker. .
Klassificering av fyndigheter efter fasstat
Enligt det initiala fastillståndet och sammansättningen av de viktigaste kolväteföreningarna i undergrunden delas avlagringarna in i enfas och tvåfas.
Enfas inlåning inkluderar:
a) oljefyndigheter begränsade till reservoarer som innehåller olja mättad i varierande grad med gas;
b) gas- eller gaskondensatavlagringar begränsade till reservoarer som innehåller gas eller gas med kolvätekondensat.
Tvåfasreservoarer inkluderar reservoarer som är begränsade till reservoarer som innehåller olja med löst gas och fri gas ovanför olja (oljereservoar med gaslock eller gasreservoar med oljekant). I vissa fall kan den fria gasen från sådana avlagringar innehålla kolvätekondensat. I förhållande till volymen av den oljemättade delen av fyndigheten till volymen av hela fyndigheten ( V n = V n / V n + Vr), är tvåfasavlagringar uppdelade i:
a) Oljefält med ett gas- eller gaskondensatlock ( V n 0,75);
b) gas eller gaskondensatolja (0,50< V н О,75);
c) olja och gas eller olje- och gaskondensat (0,25< V н 0,50);
d) gas eller gaskondensat med oljekant ( V n 0,25).
Beroende på vilka reserver som råder anses den gasmättade eller oljemättade delen vara det huvudsakliga produktionsmålet i tvåfasfyndigheter.
Reservoarregimen förstås som arten av manifestationen av de drivkrafter som säkerställer framflyttning av olja i reservoarerna till bottenhålen i produktionsbrunnar. Att känna till driftsätten är nödvändigt för att utforma ett rationellt fältutvecklingssystem och effektiv användning av reservoarenergi för att maximera utvinningen av olja och gas från undergrunden.
Det finns följande lägen:
1 - vattentryck,
2- elastiskt och elastiskt vattentryck,
3-gas tryck eller gaslock läge,
4-gas eller löst gas-läge,
5- gravitationell,
6- blandat.
1) Vattendriven regim - en regim där oljan rör sig i reservoaren till brunnar under trycket från marginella (eller botten)vatten. I detta fall är behållaren fylld med vatten från ytkällor i mängder lika med eller något mindre än mängden vätska och gas som tas från behållaren under dess utveckling. En indikator på effektiviteten av fyndighetens utveckling är oljeutvinningsfaktorn - förhållandet mellan mängden olja som utvinns från fyndigheten och de totala (balans)reserverna av den i reservoaren. Det har fastställts i praktiken att det aktiva vattentrycksläget är det mest effektiva. I detta läge är det möjligt att utvinna 50-70%, och ibland till och med mer, av den totala mängden olja som finns i undergrunden innan utvecklingen av fyndigheten börjar. Oljeåtervinningsfaktorn i det vattendrivna läget kan vara i intervallet 0,5-0,7 eller mer.
2) Elastiskt (elastiskt vattentryck) läge - funktionssättet för avsättningen, där reservoarenergin, när trycket i reservoaren minskar, manifesterar sig i form av en elastisk expansion av reservoarvätskan och berget. De elastiska krafterna hos vätska och berg kan manifestera sig i vilken som helst funktion av reservoaren. Därför är det mer korrekt att betrakta den elastiska regimen inte som en oberoende, utan som en sådan fas av den vattendrivna regimen, när elasticiteten hos vätskan (olja, vatten) och berg är huvudkällan till reservoarenergi. Elastisk expansion av reservoarvätska och berg när trycket minskar bör ske i alla reservoardriftslägen. Men för det aktiva vattendrivningsläget och gasläget spelar denna process en sekundär roll. Jämfört med den vattendrivna regimen är det elastiska vattendrivna reservoardriftsläget mindre effektivt. Oljeutvinningsfaktorn (oljeutvinning) varierar mellan 0,5-0,6 och
Gastrycksläge (eller gaslocksläge) - reservoardriftsläget, när huvudenergin som främjar olja är gaslockets tryck. I detta fall förskjuts olja till brunnarna under trycket av expanderande gas, som är i ett fritt tillstånd i den förhöjda delen av formationen. Men i motsats till den vattendrivna regimen (när olja undanträngs av vatten från reservoarens nedre delar), i den gasdrivna regimen, tvärtom, tränger gas undan olja från de förhöjda till de nedre delarna av reservoaren . Effektiviteten av reservoarutveckling beror i detta fall på förhållandet mellan gaslockets storlek och reservoarstrukturens natur. Gynnsamma förhållanden för den mest effektiva manifestationen av en sådan regim är hög reservoarpermeabilitet (särskilt vertikal, strö), stora reservoarlutningsvinklar och låg oljeviskositet. När olja utvinns från reservoaren och reservoartrycket minskar i den oljemättade zonen gaslocket expanderar och gas tränger undan olja från den nedre delen av reservoaren till botten av brunnarna. I detta fall bryter gas igenom till brunnar belägna nära gasoljekontakten. Frisläppandet av gas och gaslock, liksom driften av brunnar med hög flödeshastighet, är oacceptabelt, eftersom gasgenombrott leder till okontrollerad förbrukning av gasenergi samtidigt som oljeinflödet minskas. Därför är det nödvändigt att ständigt övervaka driften av brunnar som ligger nära gaslocket, och i händelse av en kraftig ökning av gas som lämnar brunnen tillsammans med olja, begränsa deras flödeshastighet eller till och med stoppa driften av brunnarna. Oljeutvinningsfaktorn för oljefyndigheter med gastrycksregim varierar mellan 0,5-0,6. För att öka den injiceras gas från ytan i den förhöjda delen av behållaren (in i gaslocket), vilket gör det möjligt att upprätthålla och ibland återställa gasenergin i fyndigheten.
Upplöst gasläge - funktionssättet för fyndigheten, där olja tvingas genom reservoaren till botten av brunnarna under påverkan av energin från de expanderande gasbubblorna när den frigörs från oljan. I detta läge är den huvudsakliga drivkraften gasen löst i olja eller tillsammans med den dispergerad i formationen i form av små bubblor. När vätskan dras ut minskar formationstrycket, gasbubblorna ökar i volym och rör sig mot zonerna med lägst tryck, d.v.s. till bottenhålen i brunnarna, ta olja med sig. Förändringen i jämvikt i reservoaren under denna regim beror på den totala utvinningen av olja och gas från reservoaren. En indikator på effektiviteten av reservoarutveckling under gasregimer är gasfaktorn, eller volymen gas per varje ton olja som utvinns från reservoaren. Oljeåtervinningsfaktorn i detta läge är 0,2-0,4.
Tyngdkraftsläge - funktionssättet för avsättningen, där rörelsen av olja längs reservoaren till botten av brunnen uppstår på grund av själva oljans gravitation. Gravitationsregimen manifesterar sig när trycket i reservoaren har sjunkit till ett minimum, det finns inget tryck i konturvattnet och gasenergin är helt uttömd. Om avsättningen samtidigt har en brant doppvinkel, kommer de brunnar som har öppnat reservoaren i de bevingade, sänkta zonerna att vara produktiva. Oljeåtervinningsfaktorn i gravitationsläge varierar vanligtvis från 0,1-0,2.
Blandat läge - funktionssättet för fyndigheten, när den samtidiga verkan av två eller flera olika energikällor märks under dess drift.
9. Förklara förutsättningarna för att hantera processen att utveckla oljefält, beroende på antalet lager och porlager i ett objekt. Hur tekniskt och teknologiskt kontrolleras rörelsen av oljesektioner och medlet som ersätter den.
Ledning av fältutvecklingsprocessen (Reservoir Management).
Utveckling och drift omfattar tiden från slutet av prospekteringen till att fyndigheten överges. Denna tidsperiod representerar fyndighetens "livscykel". Det företag som utvecklar området måste aktivt hantera denna process för att optimera den. Sålunda är hanteringen av fältutvecklingsprocessen ett hörnstensbegrepp, som inkluderar utveckling och antagande av beslut relaterade till hela komplexet av arbeten som utförs på fältet. Ledningens huvuduppgift är att maximera den ekonomiska effektiviteten i utvecklingen och driften av fältet under hela dess livscykel. För att uppnå bästa resultat måste utvecklingsprocessen hanteras med hänsyn till alla huvudfaktorer. Detta tillvägagångssätt kommer att säkerställa antagandet av optimala beslut och anpassning av utvecklings- och produktionsprocessen i alla skeden av fältverksamheten. Till exempel bör den lokala uppgiften att öka produktionen från flera enskilda brunnar inte ställas isolerat från hänsyn till konsekvenserna av en sådan ökning på de integrerade indikatorerna för oljeutvinning i hela fältet. Ett annat exempel skulle vara en situation där förändringar i skatter eller oljepriser kan göra vissa brunnar olönsamma att driva. Men trots detta bör det slutliga beslutet att stänga sådana brunnar fattas först efter att man har bestämt effekten av deras avstängning på effektiviteten av oljeutvinningen i fältet som helhet. Att fastställa den optimala utvecklings- och driftstrategin kräver omfattande och kontinuerliga fältstudier. Sådana studier inkluderar skapandet (förfining) av en geologisk modell av fältet, studiet av brunnar och reservoaregenskaper och slutligen konstruktionen av utvecklings- och produktionssystem baserade på dem, vilket ger den största investeringseffektiviteten. Omfattande optimering av fältutvecklingen kräver skapandet av en permanent utvecklingsmodell, på grundval av vilken geologiskt och tekniskt stöd för all produktionsverksamhet som utförs på fältet bör utföras.
Ju fler reservoarer och mellanskikt som ingår i ett objekt, desto mer tekniskt och tekniskt svårare är det att kontrollera oljesektionernas rörelse och medlet som förskjuter dem (vatten-olja och gasoljesektioner) i separata reservoarer och mellanskikt, det är svårare att utföra separat påverkan på mellanskikt och utvinna olja och gas från dem, det är svårare att ändra hastigheten på formationer och mellanskikt. Försämringen av förutsättningarna för att hantera utvecklingen av fältet leder till en minskning av oljeutvinningen.
Oljefält är skiktade och zon-heterogena flerskiktsutvecklingsobjekt, kännetecknade av en komplex geologisk struktur. I detta avseende är det oerhört viktigt att organisera effektiv kontroll över utvecklingen av oljereserver, inklusive kontroll över rörelsen av injicerat vatten över området för distribution av reservoarer, över positionen för OWC, graden av oljeutspolning från reservoarer, brunnarnas tekniska tillstånd och fyndighetens temperaturregime. Lösningen av de listade problemen utförs genom att utföra ett komplex av fält- och hydrodynamiska studier (PLT), laboratoriemätningar (LI) och fältgeofysiska studier (GIS).
Geologiska och fältmetoder
Geologisk fältforskning utförs för att kontrollera flödeshastigheter, brunninjektivitet, vattenavbrott, förändringar i sammansättningen av olja, tillhörande vatten och insprutad vätska. Dessa arbeten utförs under fältförhållanden av oljefältsarbetare, laboratorier vid forsknings- och produktionsavdelningar på NGDU.
Följande arbeten utförs på produktionsbrunnar:
Mätning av flödeshastigheten för vätska och gas;
Provtagning och bestämning av vattenskärning av produkter;
Urval av djup- och ytprover av olja och vatten för kemisk analys;
Buffert och ringformig tryckmätning.
Urvalet av djup- och ytoljeprover, samt gasprovtagning för laboratoriekemisk analys utförs årligen i speciella brunnar, vars antal är 10% av driftbeståndet. Analysen av dessa data gör det möjligt att spåra arten av förändringen i parametrarna för reservoarolja under utvecklingsprocessen. Provtagning av vatten som kommer tillsammans med den producerade oljan genomförs i hela den översvämmade fonden en gång i kvartalet. De erhållna uppgifterna används för att fastställa orsakerna till vattenbrunnar i processen för geologisk analys och fältanalys.
Olje- och gasproduktionsavdelningen genomför periodvis analyser av tillhörande vatten, kemiska analyser av olja, gas och analyser av djupa oljeprover. Provtagare i hålet används för provtagning. Injektionsbrunnar används för att bestämma brunnarnas injektivitet. I RPM-verkstäderna mäts temperaturen och EHF för det injicerade vattnet bestäms.
Hydrodynamiska metoder
Viktig information om avlagringarnas tillstånd kan erhållas under hydrodynamiska studier. Hydrodynamiska studier inkluderar en uppsättning arbeten för att kontrollera energitillståndet för perforerade formationer, förändringen av hydrodynamiska parametrar när brunnsdriftsläget ändras (fluiditet, permeabilitet, produktivitetsfaktor). Bestämning av produktivitetsfaktorn bör utföras i produktions- och injektionsbrunnar enligt indikatorkurvor eller tryckåtervinningskurvor en gång vartannat år, studier med flödesmätare i borrhål och flödesmätare - en gång per år. Enligt mätningar av reservoar- och bottenhålstryck sammanställs isobarkartor kvartalsvis. Bottenhålstryckmätningar för det gamla beståndet av brunnar görs en gång var sjätte månad, för den nya - en gång i kvartalet. För att bestämma den hydrauliska konduktiviteten och piezokonduktiviteten utförs korsbrunnsundersökningar med hjälp av tryckvågor.
Följande typer av arbete utförs:
För produktionsbrunnar
Studier under steady-state filtrering och bestämning av hydraulisk konduktivitet, piezokonduktivitet, produktivitetsfaktor;
Mått Rpl (Nst), Rzab (Ndin);
Debitometri, fuktmätning;
Bestämning av Tm;
Borttagning av indikatordiagram;
För injektionsbrunnar -
Studier av stadiga och ostadiga filtreringsregimer;
Bestämning av tryckfallskurvan;
Mått Rpl, Rbuf, Tpl;
Flödesmätning.
I piezometriska brunnar -
Mått Rpl (Nst);
Vätskeprovtagning;
Termometri.
I kontrollbrunnar (icke-perforerade) -
termometri;
Bestämning av olje-vattenmättnad med geofysiska metoder.
oljereserven naturgas
De viktigaste tekniska indikatorerna som kännetecknar processen att utveckla ett oljefält (deposition) inkluderar: årlig och kumulativ produktion av olja, vätska, gas; årlig och kumulativ injektion av medlet (vatten); vattenavskärning av producerade produkter; utvinning av olja från utvinningsbara reserver; lager av produktions- och injektionsbrunnar; oljeutvinningsgrader; vätskeuttagskompensation genom vatteninjektion; oljeutvinningsfaktor; brunnsflödeshastigheter för olja och vätska; välinjektivitet; reservoartryck etc.
Enligt metoden av Lysenko V.D. följande indikatorer bestäms och sammanfattas i tabell nr 1:
1. Årlig oljeproduktion (qt) och 2. Antal brunnar (nt) som producerar och injicerar:
där t är räkenskapsårets löpnummer (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - oljeproduktion för året före det beräknade, i vårt exempel för det tionde året; e=2,718 - bas av naturliga logaritmer; Qres - återstående utvinningsbara oljereserver i början av beräkningen (skillnaden mellan de initiala utvinningsbara reserverna och den kumulativa oljeproduktionen i början av beräkningsåret, i vårt exempel för år 10).
n0 - antal brunnar i början av beräkningsåret; T är brunnens genomsnittliga livslängd, år; i avsaknad av faktiska uppgifter kan T tas som standard brunnsavskrivningstid (15 år).
3. Årlig oljeutvinningsgrad t är förhållandet mellan årlig oljeproduktion (qt) och initiala utvinningsbara oljereserver (Qlow):
t botten = qt / Qbottom
4. Den årliga andelen oljeuttag från de återstående (nuvarande) utvinningsbara reserverna är förhållandet mellan den årliga oljeproduktionen (qt) och de återstående utvinningsbara reserverna (Qoiz):
t oiz = qt / Qoiz
5. Oljeproduktion sedan utvecklingens början (kumulativ oljeåtervinning (Qnak):
Summan av årliga oljeuttag för innevarande år.
6. Oljeutvinning från initiala utvinningsbara reserver - förhållandet mellan kumulativ oljeutvinning (Qsat) och (Qlow):
CQ \u003d Qhigh / Qlow
7. Oljeutvinningsfaktor (ORF) eller oljeutvinning - förhållandet mellan den kumulativa oljeutvinningen (Qsak) och de initiala geologiska reserverna eller balansreserverna (Qbal):
ORF \u003d Qsak / Qbal
- 8. Vätskeproduktion per år (ql). Den årliga vätskeproduktionen för den framtida perioden kan antas vara konstant på den nivå som faktiskt uppnåddes under det tionde året.
- 9. Vätskeproduktion sedan utvecklingens början (Qzh) - summan av årliga vätskeuttag för innevarande år.
- 10. Genomsnittlig årlig vattenminskning av brunnsproduktion (W) - förhållandet mellan årlig vattenproduktion (qv) och årlig flytande produktion (ql):
- 11. Vatteninjektion för året (qzak) för den framtida perioden tas i volymer som ger den ackumulerade kompensationen för vätskeuttag för det 15:e utvecklingsåret i mängden 110-120%.
- 12. Vatteninjektion sedan början av utvecklingen Qzak - summan av årliga vatteninjektioner för innevarande år.
- 13. Kompensation för vätskeavdrag genom vatteninjektion för året (nuvarande) - förhållandet mellan årlig vatteninjektion (qzak) och årlig vätskeproduktion (ql):
Kg = qzak / qzh
14. Kompensation av vätskeavdrag genom vatteninjektion från början av utvecklingen (kumulativ kompensation) - förhållandet mellan ackumulerad vatteninjektion (Qzak) och det ackumulerade vätskeavtaget (Ql):
Knak = Qzak / Qzh
15. Årets produktion av petroleumassocierad gas bestäms genom att multiplicera den årliga oljeproduktionen (qt) med gasfaktorn:
qgas = qt.Gf
- 16. Produktion av tillhörande petroleumgas från utvecklingens början - summan av årliga gasuttag.
- 17. Den genomsnittliga årliga oljeproduktionstakten för en produktionsbrunn är förhållandet mellan årlig oljeproduktion (qg) och det genomsnittliga årliga antalet produktionsbrunnar (ndr) och antalet dagar under ett år (Tg), med hänsyn tagen till produktionen brunnsdriftfaktor (Ke.d):
qwell.d. = qg / nadd Tg Qe.d,
där C.d är lika med förhållandet mellan dagar (dagar) arbetade av alla producerande brunnar under ett kalenderår och antalet dessa brunnar och antalet kalenderdagar (dagar) under ett år.
- 18. Den genomsnittliga årliga flödeshastigheten för en produktionsbrunn i termer av vätska är förhållandet mellan den årliga produktionen av vätska (ql) och det genomsnittliga årliga antalet produktionsbrunnar (ndr) och antalet dagar på ett år (Tg), med hänsyn till produktionsbrunnens driftfaktor (Ke.d):
- 19. Den genomsnittliga årliga injektionsbrunnen för en injektionsbrunn är förhållandet mellan den årliga vatteninjektionen (qzak) och det genomsnittliga årliga antalet injektionsbrunnar (nio) och antalet dagar på ett år (Tg), med hänsyn tagen till driftkoefficienten av injektionsbrunnar (Ke.n):
qwell. \u003d qzak / nag Tg Ke.n,
där Ke.n är lika med förhållandet mellan arbetade dagar av alla injektionsbrunnar under ett kalenderår och antalet dessa brunnar och antalet kalenderdagar under ett år.
20. Reservoartrycket för det 20:e utvecklingsåret tenderar att minska om den ackumulerade kompensationen är mindre än 120 %; om den ackumulerade kompensationen ligger i intervallet från 120 till 150 %, är reservoartrycket nära eller lika med det initiala; om den ackumulerade kompensationen är mer än 150 %, tenderar reservoartrycket att öka och kan vara högre än det initiala.
Fältutvecklingsschemat visas i histogrammet.
Beräkning av naturgasreserver med hjälp av en formel och beräkning av utvinningsbara reserver med en grafisk metod
sätt extrapolering av grafen Q zap \u003d f (Pav (t)) till abskissan bestämmer de återvinningsbara gasreserverna eller använder förhållandet:
där Q zap - initiala utvinningsbara gasreserver, miljoner m3;
Qadd (t) - gasproduktion från början av utvecklingen under en viss tidsperiod (till exempel under 5 år) anges i bilaga 4, miljoner m3;
Pnach - initialtryck i behållaren, MPa;
Pav(t) - vägt medeltryck i behållaren under den tid då volymen gas utvinns (till exempel under 5 år), Pav(t) =0,9 Pin., MPa;
initial och avg(t) - korrigeringar för avvikelsen av egenskaperna hos en verklig gas enligt Boyle-Mariottes lag från egenskaperna hos idealgaser (respektive för tryck Pini och Pavg(t)). Korrigeringen är lika
Gassupbestäms från de experimentella Brown-Katz-kurvorna. För att förenkla beräkningarna accepterar vi villkorligt zini =0,65, zav(t) =0,66, vars värde motsvarar trycket Pav(t); För beräkning accepterar vi Kgo = 0,8.
Beräkning av utvecklingsindikatorer enligt metoden för aktuell planering av olje- och vätskeproduktion. Denna teknik är känd som "Metodologin för Sovjetunionens statliga planeringskommitté". Det används fortfarande i alla olje- och gasproduktionsavdelningar, i oljeproducerande företag, i organisationer inom bränsle- och energikomplexet och i planeringsorganisationer.
Inledande data för beräkning:
1. Initial balans oljereserver (NBZ), t;
2. Initiala utvinningsbara oljereserver (NIR), t;
3. I början av det planerade året:
Kumulativ oljeproduktion (?Q n), t;
Kumulativ vätskeproduktion (Ql), t;
Kumulativ vatteninjektion (Qzak), m 3 ;
Driftstocken för producerande brunnar (N d dagar);
Driftslager av injektionsbrunnar (N dagar);
4. Brunnsborrningsdynamik per år för den planerade perioden (Nb):
Gruvdrift (Ndb);
Injektion (N n b).
Tabell 5.1 Initial data för Zapadno-Leninogorskaya-området i Romashkinskoye-fältet
|
NBZ, tusen ton |
NCD, tusen ton |
Q n, tusen ton |
Q ja, tusen ton |
Q order, tusen m 3 |
|||||
Beräkning av utvecklingsindikatorer
1. Antal driftsdagar för produktionsbrunnar under ett år, överfört från föregående år:
Dper=365K (5,1)
D lane \u003d 3650.9 \u003d 328.5
2. Antal dagar i drift av nya produktionsbrunnar:
3. Genomsnittlig oljeproduktionstakt för nya produktionsbrunnar:
q n ny = 8 t/dag
4. Nedgångskoefficienten för produktionsbrunnars oljeproduktion:
5. Årlig oljeproduktion från nya brunnar:
6. Årlig oljeproduktion från överförda brunnar:
7. Total årlig oljeproduktion
8. Årlig oljeproduktion från nya brunnar föregående år, om de fungerade utan att falla in i år:
9. Årlig oljeproduktion från de överförda brunnarna föregående år (om de fungerade utan att falla):
10. Möjlig beräknad oljeproduktion från alla brunnar föregående år (om de fungerar utan att falla):
11. Planerad oljeproduktion från brunnar föregående år:
12. Minskad oljeproduktion från brunnar föregående år:
13. Procentandel av förändring i oljeproduktion från brunnar föregående år:
14. Genomsnittlig produktionshastighet för en brunn för olja:
15. Genomsnittlig produktionstakt för brunnar för olja som överförts från föregående år:
16. Kumulativ oljeproduktion:
17. Den aktuella oljeutvinningsfaktorn (ORF) är omvänt proportionell mot de initiala balansreserverna (NBZ):
18. Uttag från godkända initiala återvinningsbara NCD-reserver, %:
19. Återvinningsgrad från initiala återvinningsbara reserver (NIR), %:
20. Återvinningsgrad från nuvarande utvinningsbara reserver, %:
21. Genomsnittlig vattenminskning av producerade produkter:
22. Årlig flytande produktion:
23. Vätskeproduktion sedan utvecklingens början:
24. Årlig vatteninjektion:
25. Årlig ersättning för vätskeuttag genom injektion:
26. Kumulativ kompensation för vätskeuttag genom injektion:
27. Vatten-oljefaktor:
Dynamiken för de viktigaste utvecklingsindikatorerna visas i tabell. 5.2
Tabell 5.2 Dynamik för de viktigaste utvecklingsindikatorerna
|
Produktion, miljoner ton |
Kumulativ produktion, miljoner ton |
Vatteninjektion, miljoner m 3 |
Genomsnittlig oljeproduktionshastighet, t/dag |
Valfrihet från NIH |
Urvalshastigheten från TIZ |
||||||
|
vätskor |
vätskor |
||||||||||
Dynamiken i den årliga produktionen av olja, flytande, årlig vatteninjektion visas i fig. 5.1.
Ris. 5.1.
Dynamiken för kumulativ olje- och vätskeproduktion och kumulativ vatteninjektion visas i fig. 5.2.
Ris. 5.2.
Dynamiken för CIN, urvalshastigheten från NCD och urvalshastigheten från TIZ visas i fig. 5.3.
Ris. 5.3. Dynamik för CIN, frekvensen av tillbakadragande från NCDs och frekvensen av tillbakadragande från TID
