УДК 622.276.6 © Коллектив авторов, 2003
Оценка сравнительной эффективности геолого-технических мероприятий по комплексной информации
М.Т. Абасов,
Г.М. Эфендиев,
А.С. Стреков
(Институт геологии НАН
Азербайджана),
Т.В. Хисметов
(ЗАО «НТЦ ГеотехноКИН»),
А.А. Хальзов
(ОАО «Оренбургнефть»)
При разработке нефтяных месторождений на любой ее стадии и особенно на поздней, характеризующейся значительным ростом обводненности продукции, снижением темпов и уровня добычи нефти, большое внимание уделяется повышению эффективности разработки за счет применения различных новых технологий и геолого-технических мероприятий (ГТМ).
В настоящее время на нефтяных месторождениях используются различные виды ГТМ, в частности обработка призабойной зоны (ОПЗ), гидроразрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин, а также другие способы интенсификации добычи нефти и методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов [1-4]. Широкое применение ГТМ, развитие их технологий ставят вопросы адекватного выбора ГТМ, обеспечивающего должную технолого-эко-номическую эффективность в конкретных условиях.
Все известные методики определения технолого-экономиче-ской эффективности применения ГТМ основаны на сравнении определенных зависимостей, полученных в результате его внедрения, с базовой. Например, при оценке эффективности заводнения используются фактические зависимости вытеснения при применении данного метода и без него. При этом, очевидно, что основная задача заключается в правильной аппроксимации естественного базового хода процесса без применения ГТМ [5-8].
В свете изложенного наряду с разработкой эффективных методик оценки технолого-экономической эффективности ГТМ особое значение приобретает разработка новых подходов, позволяющих дать технолого-экономическую оценку не только отдельно взятому ГТМ в конкретных условиях, но и сравнительной эффективности того или иного ГТМ в различных физико-геологических и технико-технологических условиях. Это позволит осуществить рациональный подбор под те или иные ГТМ как скважин, залежей, так и их технологий. Большой объем информации, необходимость применения методов поиска, анализа и принятия решений обусловливают важность автоматизации процесса расчета. Вследствие нечеткого характера информации, а также формулировок целей и ограничений необходимы соответствующие алгоритмы и модели, широко используемых при анализе сложных систем, когда применение традиционных методов затруднительно [9].
Comparative efficiency assessment of geotechnical comprehensive information operations
MX Abasov, GM. Efendiev, А.S. Strekov (Geological Institute of Azerbaijan Academy of Sciences), T.V. Khismetov (GeotekhnoKIN NTC ZAO), A^. Khalzov (Orenburgneft OAO)
This article discusses a new comprehensive engineering approach permitting solutions establishing the technological and economic efficiency of this or other geotechnical operation under the conditions of uncertainty of both statistic and unclearness nature, and also permitting forecasting comparative efficiency of different geotechnical operations in respective physical and geological, and technical and technological conditions.
В связи с этим предлагается система расчетов показателей эффективности ГТМ на основе данных о технологических, физико-геологических и промысловых признаках, комплексно характеризующих условия проведения того или иного ГТМ. Схема этой системы приведена на рис. 1. Технологические признаки характеризуют состояние скважин, оборудования, историю освоения, технологию проведения ГТМ; физико-геологические - состояние и свойства нефтяной залежи: пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, продуктивность отложений и др.; промысловые - систему разработки залежи, текущую и накопленную добычу нефти до и после проведения ГТМ, особенности взаимодействия скважин и др. Таким образом, выбранные технологические, физико-геологические и промысловые признаки формируют информационный массив, позволяющий охарактеризовать рассматриваемый объект, технологию проведения ГТМ и их влияние на результаты проводимых мероприятий. На основе этих признаков с применением метода главных компонент формируются факторы, каждый из которых является линейным преобразованием нескольких признаков.
Каждое ГТМ характеризуется несколькими критериями, отражающими его технолого-экономические показатели. Так, ограничение водопритоков характеризуется обводненностью продукции скважин, количеством дополнительно добытой нефти, продолжительностью эффекта и полученной прибылью, ГРП - количеством дополнительно добытой нефти, продолжительностью эффекта, полученной прибылью и др. Согласно предлагаемой схеме строятся статистические модели, отражающие связь между каждым критерием (показателем эффективности) и сформированными на основе метода главных компонент факторами. Далее на основе полученных моделей проводятся вариантные расчеты (моделирование) для различных сочетаний условий (характеристик
70 10/2003
. Система расчетов и принятия решений по выбору ГТМ
пласта, скважин), управляемых факторов и показателей ГТМ. Рекомендуемое ГТМ выбирается исходя из основных положений теории нечетких множеств. При этом для каждого набора сочетаний факторов и соответствующих значений критериев рассчитываются функции принадлежности. Наилучшей по результатам расчетов будет совокупность факторов, соответствующая максимальному значению функции принадлежности [10]. Эта совокупность значений различных сочетаний входных переменных будет соответствовать наиболее эффективному гТм.
С целью повышения эффективности изоляции водопритоков в добывающих скважинах полимерными растворами такие модели были получены нами ранее в работе [11]. Они имеют следующий общий вид:
У=—^0+^1X1+^2X2+^3X3+^4X4+^5X5+^6X6+^7X7+^8X8+^9X9+ +ашх10+апхп+а12х12, (1) где у - в разных случаях представляет собой продолжительность ограничения водопритока (У1), мес; дополнительно добытое количество нефти (У2), т; объем ограниченной воды (У3), м3;
Ху (у у (у г*,!* V V V V V - глптвртгтврнип 1 л 2 3' 4' 5' 6' 7' 8' 9' 10' 11' 12 ^^^ оч.ппи
проницаемость пласта, мкм2; расчлененность; пластовое давление, МПа; забойное давление, МПа; вязкость нефти в пластовых условиях, мПас; текущий коэффициент нефтеизвлечения; дебит нефти до обработки, т/сут; дебит воды до обработки, м3/сут; обводненость продукции, %; длина фильтра, м; количество закачанного полимера на 1 м фильтра, кг; заполнение призабойной зоны скважины полимерным раствором, %.
Уравнение регрессии для критерия «продолжительность ограничения водопритока» имеет следующий вид:
У1 — 17,49517 - 4,93565 x1-0,26557 x2 + 8,891335 x3 --15,1127 X,, + 0,012885 x5 +11,55491 x6 + 0,728976 x7 -
-0,02285 x8 - 0,18618 x9 - 0,09396 x10 - 0,006 x11 + +0,122663 x12; (2)
для критерия «дополнительно добытое количество нефти» У2 — -1136,14 - 716,016 x1 - 59,069 x2 + 1320,328 x3 --2451,34 x4 - 16,321 x5 -11,0859 x6 + 575,1457 x7 -13,8981 x8 + +16,23682 x9 + 1,521051 ^ + 4,099297 x1} - 5,21852 x12; (3) для критерия «количество ограниченной воды»
У3 = -7762,81 + 5298,15 Xj + 52,97595 x2 + 48,9739 x3 -869,975 x4 + 88,65649 x5 + 1340,104 x6+ 315,7015 x7 +3,338286 x8+ 74,12884 x9 -52,4964 x10+ 10,1961 xn -14,3197 x12. (4)
Для учета экономического критерия были также рассчитаны значения прибыли У4.
На основании полученных моделей проведены вариантные расчеты (моделирование) для различных сочетаний условий (характеристик пласта, скважин), управляемых факторов (количество закачанного полимера на 1 м фильтра, процент заполнения призабойной зоны скважины раствором) и значений прибыли, рассчитанных для каждого варианта. Характеристики пласта, скважин и управляемых факторов выбраны исходя из их реальных значений. Проницаемость пласта изменялась в пределах 0,1 - 1 мкм2, расчлененность пласта -от 1 до 20, пластовое и забойное давления -соответственно в пределах 0,4 - 5 и 0,2 -2,5 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - от 3 до 50 мПас, текущий коэффициент извлечения нефти - от 0,16 до 0,75, дебит нефти и воды соответственно в пределах 0,2 - 5 т/сут, 0,244 - 95 м3/сут, обводненность продукции 55 - 95 %, длина фильтра 5 - 60 м, количество закачанного полимера на 1 м фильтра 80 - 500 кг, степень заполнения призабойной зоны скважины полимерным раствором рассчитывалась исходя из количества закачанного полимера на 1 м фильтра.
Наилучшие условия выбирались исходя из основных положений теории нечетких множеств [10]. При этом для каждого набора таких сочетаний и соответствующих критериев У1, У У4 рассчитываются функции принадлежности ц = ехр(аУД (5)
Наилучшей будет строка, соответствующая ц = max min (Hj, ц2, Ц3, ц4). В этой строке оказываются значения входных переменных, которые необходимо выбрать при проведении технологических операций по ограничению водопритоков с целью обеспечения максимальной прибыли, продолжительности ограничения водопритока, количества ограниченной воды, дополнительно добытого количества нефти. Результаты расчетов функции принадлежности для 16 лучших вариантов с указанием наилучших условий приведены в табл. 1. Из нее видно, что применение теории нечетких множеств позволяет подобрать для конкретных условий такую технологию обработки призабой-ной зоны скважины (ПЗС) полимерным раствором (количество закачанного полимера на 1м фильтра, охват призабойной зоны скважины полимерным раствором), которая обеспечит для данных геолого-технических условий максимальный технологический и экономический эффекты.
Таким образом, данную процедуру вкратце можно представить следующим образом: имеется множество признаков (физико-геологические и технико-технологические факторы), а также множество альтернатив (виды ГТМ), из которых для рассматриваемых условий выбираются наилучшие согласно прогнозам ГТМ.
Как уже отмечалось, вследствие многообразия и неопределенности геолого-технических факторов выбор эффективного ГТМ в некоторых случаях представляет определенную трудность. Он осложняется еще и тем, что при принятии наилучше-
, У , 2, У3,
Таблица 1
N *1 *2 *з *4 *5 *в *7 *в *в *10 *и *12 У, | Уг | Уъ | К, И1 Цз Ц4 ЕЯ
1 0,5 2 1 5
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.