УДК 622.276.1/.4.04
© Коллектив авторов, 2010
Повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений на основе комплексного подхода
Т.Ш. Салаватов, д.т.н., Р.Б. Мамедзаде, к.т.н.,
Э.А. Панахов (Азербайджанская Государственная
Нефтяная Академия), С.Ф. Ахмедов, к.т.н. (ПО «Азнефть»)
Oil and gas fields development effectiveness increase on the base of an integrated approach
at the decision making
T.Sh. Salavatov, R.B. Mamedzade, E.A. Panakhov (Azerbaijan State Oil Academy), S.F. Akhmedov
(Azneft PO State Oil Company of Azerbaijan Republic)
The approaches to improve the effectiveness of oil and gas fields development, agreeable to the standards of energy and resource saving, are suggested. The prospectivity of their use in the design of further development of oil and gas fields, including hard-to-recover reserves, is shown.
Ключевые слова: реотехнология, физические поля, барообработка, динамическая система, эффективность технологического процесса. Адрес для связи: petrotech@asoa.az
G
ЧУ;
, овременные методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов, применяемые на различных объектах, в том числе находящихся на поздней стадии разработки, не всегда оказываются технологически успешными и экономически эффективными. В связи с этим системный подход к описанию процесса разработки нефтегазовых месторождений на основе теории сложных динамических систем становится актуальным и востребованным [1-3], отвечает требованиям энерго- и ресурсосбережения и направлен на повышение эффективности разработки.
Перспективным направлением повышения эффективности технологических процессов добычи нефти является применение реотехнологии, использующей реологические свойства пластовых флюидов и физических полей с учетом их взаимодействия, рассчитанного на синергетические эффекты.
В статье предлагается комплексное применение двух самостоятельных подходов к повышению эффективности технологических процессов добычи нефти и газа.
На примере морского месторождения Палчыг Пильпиляси путем исследования и анализа характерных особенностей динамики основных технологических показателей проводится оценка состояния разработки объекта за определенный период времени и даются практические рекомендации по обеспечению эффективности дальнейшей разработки с учетом комплексного подхода. Исследование характерных особеннос -тей основных технологических показателей разработки выполняется путем расчета количественных характеристик, свойственных подобным динамическим системам. В связи с этим интерес пред-
Таблица 1
Жидкость Показатель Херста по годам
1968-1989 1968-1975 1976-1989
Нефть 0,37 0,62 0,84
Пластовая вода 0,5 0,6 0,4
Закачиваемая вода 0,42 0,68 0,63
ставляет теория фракталов, широко применяемая в технической и технологической диагностике.
Как правило, графики временных рядов замеров, снятых при работе сложных объектов управления, имеют фрактальную структуру вследствие временной фрактальности явлений, определяющих эволюцию рассматриваемых систем. Исходя из этого предлагается использовать фрактальную характеристику временного ряда замеров - показатель Херста - в качестве диагностического критерия, определяющего режим работы объекта управления. Показатель Херста R/S=(at)H (R - разница между максимальным и минимальным значениями по выборке; S - стандартное отклонение; а - const; t - число замеров в выборке) характеризует наличие или отсутствие порядка в рассматриваемой динамической системе [4]. Для хаотических сигналов при отсутствии долговременной статистической корреляции приращений Я=0,5, при их наличии наблюдается некоторое запаздывание «памяти», показатель H увеличивается. Для большинства природных процессов H«0,7-0,8 и, чем ближе это значение к единице, тем более упорядочена рассматриваемая система. Показатель Херста рассчитан на трех временных интервалах (1968-1989, 1968-1975 и 1976-1989 гг.) на основе среднемесячных отборов нефти на месторождении Палчыг Пильпиляси (табл. 1).
В результате проведенного фрактального анализа с применением показателя Херста установлено, что в системе в целом проявляется антиперсистентный характер закачки воды и отбора нефти, что свидетельствует о низкой эффективности системы ППД. На заключительном этапе из всего рассматриваемого времен-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
09'2010
73 73
400
350-
300-
250 -
£ 200-
150-
100-
50 -
Г 1000 . 900
- 300 £ и
1 - 700 р 3
- 600 § в . 500 2
2 V з- - 400 |
го - 300
3 - 200
-1- 1 - - - ■ 100 - 0
1960 г.
1970 г.
1980 г.
1990 г.
2000 г.
2010 г.
Рис. 1. Динамика добычи нефти (1), воды (2) и закачки воды (3) по месторождению Палчыг Пильпиляси
иному виду распределения осуществляется путем линеаризации распределений Гаусса и Коши по одному из стандартных методов [5]. Проверка на принадлежность к одному из упомянутых распределений проводилась для тех же временных интервалов для добычи нефти и воды, что и расчет показателя Херста. Результаты показали идентичность распределения временных рядов дебитов нефти на последнем рассматриваемом интервале распределению Гаусса, а временных рядов дебитов воды - распреде- Таблица 2 лению Коши (табл. 2). Это позволило еще раз подтвердить вышеизложенный
Коэффициент Пирсона
Жидкость по линеаризации
по Гауссу по Коши
Нефть 0,8 0,53
Пластовая вода 0,47 0,78
ного промежутка (1976-1989 гг.), исходя из динамики отборов нефти, наблюдается стабилизация добычи нефти (рис. 1).
Аналогичным образом рассчитан показатель Херста для воды в те же временные интервалы, что и для нефти, который продемонстрировал броуновский характер системы (см. табл. 1).
Одним из важнейших качественных показателей состояния разработки нефтяных месторождений является степень лами-нарности фильтрационных потоков. Для количественной и качественной оценки этого показателя могут быть использованы различные характеристики, позволяющие определить неравномерность распределения добычи нефти, газа и воды по добывающим и закачку воды по нагнетательным скважинам. В частности, весьма информативным показателем является энтропия, которая важна для динамического анализа процессов разработки и находит все большее применение в мониторинге состояния разработки нефтяных и газовых месторождений [2]. В технологических процессах следует стремиться к уменьшению энтропии, например, при сбалансированном заводнении залежи она принимает наименьшее значение.
Проводится расчет энтропии для нефти и воды и рассматривается ее динамика в течение всего исследуемого временного интервала (1968-1989 гг.). Полученные результаты показали тенденцию уменьшения энтропии для нефти, и ее возрастания для воды (рис. 2). Это подтверждает вывод, сделанный на основании полученных значений показателя Херста.
Следует отметить, что по принадлежности или близости к распределению Гаусса или Коши можно судить о характере поведения системы. Проверка на принадлежность к тому или
Рис. 2. Динамика энтропии для нефти (1) и воды (2) по месторождению Палчыг Пильпиляси
вывод, сделанный на основании значений показателя Херста и динамики энтропии об упорядочивании системы для нефти. Как следует из рис. 1 и 2, а также на основании проведенных оценочных расчетов необходимо учитывать время запаздывания влияния закачки воды на добычу тяжелой нефти.
Таким образом, осуществляя комплексный подход к анализу геолого-промысловой информации с применением характеристик, свойственных динамическим системам, на примере месторождения Палчыг Пильпиляси установили, что для различных периодов разработки наблюдается как устойчивое, так и неустойчивое состояние пластовой системы. Это необходимо учитывать при выборе и принятии решений по регулированию процессов добычи.
На основе комплексного подхода к анализу геолого-промысловой информации был также сделан вывод об эффективности дальнейшей разработки и предложено ее интенсифицировать с использованием различных видов геолого-технических мероприятий. В качестве одного из способов достижения отмеченной цели предлагается сочетание технологических приемов с физическими полями.
Широкий класс применяемых в добыче нефти и газа технологических систем, а также добываемых неньютоновских неф-тей, характеризуется неравновесными свойствами, различающимися сложными реофизическими параметрами и наличием «памяти». Использование в ходе исследований в качестве внешнего источника воздействия магнитных, электрических, термо- и барополей позволило регулировать свойства систем и выявило общий характер механизма воздействия. При этом отмечалось, что в результате воздействия системы на определен-иый период времени приобретали ньютоновские свойства с последующим возвращением к неньютоновским свойствам.
В ходе выполненных нами исследований в качестве внешнего источника воздействия применялись барополя. Барообработка проводилась по известной методике [6, 7]. Были исследованы пробы высоковязкой нефти, отобранной из скв. 1334, 1327 блока VIII, до и после барообработ-ки методом электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) [7]. Плотность нефти в стандартных условиях изменялась в пределах 910-930 кг/м3, кинематическая вязкость при температуре 20 °С - в пределах 70-10"6 - 99-10-6 м2/с. В результате воздействия методом ЭПР исследуемые
09'2010
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
нефти на определенный период времени приобретали ньютоновские свойства (уменьшались вязкость и напряжение сдвига), что соответствовало изменению сигнала ЭПР, с последующим возвращением к начальным неньютоновским свойствам. Результаты исследований радиоспектроскопическим методом приведены на рис. 3 и свидетельствуют об изменении концентрации парамагнитных центров (КПЦ) после барообработ-ки. Во всех экспериментах отмечается возвращение системы к исходному состоянию по истечении некоторого времени, и этот процесс зависит от продолжительности электрокинетических эффектов (выравнивания КПЦ), которые согласуются с изменениями реологических свойств неньютоновских нефтей. Изменение сигнала ЭПР после барообработки можно объяснить, основываясь на свободно-радика
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.