КОСВЕННЫЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН
Эффективность процессов регулирования отбора углеводородов во многом определяется своевременным диагностированием и определением времени перехода системы из одного состояния в другое.
Здесь в качестве исходной информации при проведении анализа используются временные ряды накопленной добычи газа и конденсата.
Кривые накопленной добычи газа и конденсата можно условно разделить на два типа, характеризуемых ростом без ограничения и с ограничением. Здесь необходимо отметить, что рост с ограничением представляет собой рост накопленной добычи с предельным (асимптотическим) значением, а рост без ограни- чения не имеет асимптотического значения накопленной добычи.
Выбор момента проведения геолого-технических мероприятий основывается на следующем принципе: когда накопленная добыча газа имеет тенденцию роста без ограничения, целесообразно проведение увеличения отбора; в противоположном случае — ограничение отбора.
В ряде случаев визуально провести указанный анализ исходной информации невозможно и затруднительно. В связи с чем и предлагается применение аппарата теории катастроф, который позволяет определить момент и характер качественных изменений, происходящих в анализируемой системе. Согласно этой теории, предполагается некоторая система, находящаяся в равновесии. В результате изменения ее параметров равновесие системы нарушается, а при определенных качественных изменениях оно вообще может исчезнуть. В результате поведение параметрической системы подвергается переключению с одного равновесного состояния в другое.
В теории катастроф предполагается, что поведением рассматриваемого процесса управляет некоторая потенциальная функция ó, локальный минимум которой совпадает с точками равновесия системы.
Для диагностирования поведения системы в нашем случае используется информация о динамике суммарного отбора газа и конденсата по скважинам за исследуемый период времени разработки месторождения. Полученные зависимости могут быть описаны уравнением типа
y = ax 2 + bx + c, |
(7.24) |
а потенциальная функция подбирается таким образом, чтобы ее критические точки совпадали с критическими точками исходной системы. Из решения данного уравнения для потенциальной функции множество катастроф устанавливается из условия D = b2 — 4àñ, которое и определяет область значений параметров, при которых происходят качественные изменения в системе, а знак позволяет выявить характер таких изменений. Если исходная система имеет характер роста извлекаемых запасов, то D > 0, в противном случае D < 0.
Таким образом, знак дискриминанта является диагностирующим для выбора момента проведения мероприятия по регулированию режима отбора газа и конденсата в скважине.
При сочетании показателей знаков имеем следующее: при Dã > 0, Dê < 0 — момент, благоприятный для увеличения отбора; при Dã < 0, Dê > 0 — момент, благоприятный для ограничения отбора.
В качестве исходной информации были использованы временные ряды
641
динамики отборов газа и конденсата по скважинам VII горизонта месторождения Хара-Зиря-дениз за последний год их работы на 03.1995 г.
В результате получена табл. 7.6, в которой даны рекомендации по регулированию отбора углеводородов по каждой скважине на текущий момент времени.
Далее в рамках комплексного анализа состояния разработки процесс добычи газа и конденсата рассматривается как эволюция простых подсистем, каждая из которых проявляет свои характерные свойства роста с последующим достижением конечного значения извлекаемых запасов. Такие подсистемы достаточно хорошо описываются математическими моделями типа
y (t ) = A + Be−αt , |
(7.25) |
ãäå ó(t) — значение рассматриваемой функции в момент времени t на фиксированном уровне состояния; À, Â, α — коэффициенты.
Переходы системы с одного уровня на другой определяются сменой действующих факторов, оказывающих на каком-то этапе превалирующее влияние на процесс. Идентификация модели осуществляется следующим образом: по исходному информационному массиву определяются коэффициенты модели, и вычисляется среднеквадратическое отклонение. При поступлении последующей информации коэффициенты модели и среднеквадратическое отклонение заново пересчитываются. При наблюдении скачка в значениях среднеквадратического отклонения считается, что система перешла на новый качественный уровень.
Как показывает опыт анализа разработки газовых и газоконденсатных месторождений, зависимость накопленных отборов газа и конденсата от времени носит, как правило, экспоненциальный характер.
Особенность экспоненциальной модели заключается в том, что по сочетанию знаков коэффициентов модели можно определить, каков характер роста накопленной кривой — с конечным или без конечного значения извлекаемых запасов.
Ò à á ë è ö à 7.6
Расчет успешности момента проведения регулирования отборов добывающих скважин по теории катастроф (месторождение Хара-Зиря-дениз, VII горизонт, блоки 1–6, конденсат + газ ). Расчеты произведены на 03.1995 г. за последние 12 мес
Номер скважины |
DETO |
DETW |
DETWO |
Решение по регу- |
|
лированию отбора |
|||||
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
29 |
0,31476 10–1 |
0,11754 10–1 |
–0,19592 10–1 |
Неопределенное |
|
66 |
0,13141 10–1 |
–0,22761 10–1 |
–0,26557 10–1 |
Увеличить |
|
106 |
–0,55086 10–2 |
–0,17978 10–1 |
–0,13773 10–1 |
« |
|
110 |
0,99392 10–2 |
0,14750 10–2 |
–0,14321 10–2 |
Неопределенное |
|
111 |
0,15998 10–1 |
0,18843 10–1 |
0,18096 10–1 |
« |
|
42 |
0,18102 10–1 |
–0,80344 10–2 |
–0,20901 10–2 |
Увеличить |
|
53 |
0,27791 10–1 |
–0,11512 10–1 |
–0,33840 10–1 |
« |
|
60 |
–0,25087 10–2 |
–0,13976 10–1 |
–0,12138 10–1 |
« |
|
70 |
–0,47561 10–2 |
–0,26494 10–1 |
–0,22674 10–1 |
« |
|
75 |
0,10230 10–1 |
–0,18087 10–1 |
–0,18486 10–2 |
« |
|
108 |
–0,34211 10–1 |
–0,33789 10–1 |
0,41562 10–2 |
Ограничить |
|
39 |
0,42444 10–1 |
0,72477 10–1 |
0,29730 10–1 |
Неопределенное |
|
46 |
–0,30301 10 |
–0,57250 10–3 |
0,47876 10–1 |
Ограничить |
|
50 |
0,17387 |
0,14932 |
0,44075 10–1 |
Неопределенное |
|
73 |
0,17542 10–1 |
0,10671 10–1 |
–0,13024 10–2 |
« |
|
74 |
0,84042 10–6 |
0,84042 10–6 |
0,00000 |
« |
|
25 |
0,17202 |
0,12366 |
0,81072 |
« |
|
43 |
–0,24012 10–1 |
–0,38701 10–2 |
0,30688 10–1 |
Ограничить |
|
54 |
0,60733 10–2 |
0,10134 |
0,13071 |
Неопределенное |
|
107 |
–0,14011 10–1 |
0,26460 10–1 |
0,49650 10–1 |
Ограничить |
642
В том случае, если накопленная добыча газа по скважине имеет тенденцию роста, не позволяющую определить конечное значение извлекаемых запасов газа, то при увеличении отбора по этой скважине на рассматриваемый момент времени наиболее вероятным средством будет прирост добычи и наоборот.
Указанным методом была проанализирована работа вышерассмотренных скважин на основе изучения особенностей изменения динамики накопленных отборов газа и конденсата. Результаты расчета приведены в табл. 7.7, в которой также указаны решения по регулированию режимов работы скважин на основе эволюционного подхода.
Таким образом, на основе использования элементов системного анализа косвенной геолого-промысловой информации показана возможность определения групп скважин для проведения на них того или иного вида геологотехнических мероприятий по всему рассматриваемому объекту в целом с уче- том их специфических и характерных особенностей работы.
Так, из детального рассмотрения обобщения всех полученных результатов по регулированию режимов работы 20 скважин VII горизонта месторождения Хара-Зиря-дениз, приведенных в табл. 7.4—7.6, выделяются три группы скважин:
I группа — скважины, рекомендуемые для увеличения отбора — 42, 53, 60, 70, 75, 50, 73, 74;
II группа — скважины, рекомендуемые для ограничения отбора — 66, 25, 43, 107;
III группа — скважины, не требующие на рассматриваемый момент времени изменения режима — 29, 106, 111, 108, 39, 46, 54.
Вышеизложенное позволяет сделать следующее заключение: показана возможность поиска решения по выбору стратегии разработки и регулирования процессов газоконденсатодобычи в целом по рассматриваемому объекту на основе вероятностно-статистического подхода в условиях недостаточности геоло- го-промысловой информации, включающая в себя:
Ò à á ë è ö à 7.7
Расчет эволюционного критерия регулирования отборов добывающих скважин (месторождение Хара-Зиря-дениз, VII горизонт, блоки 1–6). Расчет производился на 03.1995 г. за последние 12 мес
Номер скважины |
À |
 |
α |
Решение по регу- |
|
лированию отбора |
|||||
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
29 |
0,477 109 |
0,477 109 |
0,208 10–8 |
Увеличить |
|
66 |
0,431 108 |
0,431 108 |
0,230 10–7 |
Ограничить |
|
106 |
0,754 108 |
0,754 108 |
0,131 10–7 |
« |
|
110 |
0,127 108 |
0,127 108 |
0,774 10–7 |
« |
|
111 |
0,591 108 |
0,591 108 |
0,167 10–7 |
« |
|
42 |
0,132 1010 |
0,132 1010 |
0,746 10–9 |
Увеличить |
|
53 |
0,629 108 |
0,629 108 |
0,156 10–7 |
« |
|
60 |
0,653 108 |
0,653 108 |
0,150 10–7 |
« |
|
70 |
0,132 109 |
0,132 109 |
0,745 10–8 |
Ограничить |
|
75 |
0,592 107 |
0,592 107 |
0,167 10–6 |
« |
|
108 |
0,573 107 |
0,573 107 |
0,173 10–6 |
« |
|
39 |
0,134 108 |
0,134 108 |
0,730 10–7 |
Увеличить |
|
46 |
0,144 108 |
0,144 108 |
0,684 10–7 |
Ограничить |
|
50 |
0,336 106 |
0,336 106 |
0,188 10–5 |
Увеличить |
|
73 |
0,860 107 |
0,860 107 |
0,115 10–6 |
« |
|
74 |
0,332 107 |
0,332 107 |
0,273 10–6 |
« |
|
25 |
0,485 108 |
0,485 108 |
0,203 10–7 |
Ограничить |
|
43 |
0,595 107 |
0,595 107 |
0,163 10–6 |
Увеличить |
|
54 |
0,163 109 |
0,163 109 |
0,612 10–8 |
« |
|
107 |
0,319 107 |
0,319 107 |
0,308 10–6 |
Ограничить |
|
|
|
|
|
643 |
выявление характерных дренированных зон залежи путем построения карт линий равных взаимодействий между скважинами в целом по залежи по дебитам газа, конденсата и воды;
уточнение линии тектонических нарушений между блоками путем анализа тенденции распределения фильтрационных потоков в общей газогидродинами- ческой картине отбора по залежи в целом;
определение технологических особенностей работы каждой скважины в отдельности с учетом ее взаимодействия с окружающими;
рекомендации по регулированию режимов работы скважин на основе комплекса косвенных методов анализа процессов добычи.
Одним из основных показателей разработки является количественная оценка суммарного отбора газа в отдельности по скважинам и по залежам в целом, что естественным образом связано с коэффициентом текущей газоотда- чи. Анализ состояния процесса отбора газа был произведен путем обработки результатов построенных карт изолиний равных отборов газа в целом по VII горизонту месторождения Хара-Зиря-дениз за период 1985—1995 гг. Причем с целью прослеживания динамического изменения характера разработки были использованы данные по отбору газа и построены карты в отдельности за 1980, 1985, 1990 и 1995 г. Такой подход позволяет более точно интерпретировать добывные возможности каждой скважины в отдельности, а также уточнить нали- чие зон, характеризуемых как слабодренированные, и зон, обладающих определенными потенциальными возможностями.
Как было показано выше, между группами скв. 54, 64, 43, 107, 29, 31, 66, 111, 106 существует связь с высокой степенью корреляции взаимодействия по дебитам газа. Указанное хорошо согласуется с динамикой развития процесса разработки.
Таким образом, рассматриваемая залежь отличается неравномерностью выработки запасов углеводородов, что можно объяснить, по-видимому, особенностями условий залегания газа и неоднородным геологическим строением залежи. Отсюда следует, что при проведении регулировочных работ по скважинам в целом по залежи необходимо учитывать как взаимодействие скважин, так и особенности развития процессов отбора.
Ниже рассмотрен анализ состояния разработки блока 6 горизонта VIII газоконденсатного месторождения Хара-Зиря-дениз.
В основу анализа были заложены данные о работе скважин 525, 560, 693, 704, 552, 573, отражающие изменение среднесуточных за месяц значений дебита газа и воды за 1992–1994 гг.
На основании полученных значений средневзвешенных коэффициентов корреляции по дебитам газа — Rã и дебитам воды — Râ были построены соответствующие карты линий равных взаимодействий.
На рис. 7.16 представлена карта линий равных взаимодействий между скважинами по дебитам газа, из которой видно, все скважины, за исключением скв. 573, характеризуются значениями Rã < 0,37; это свидетельствует о слабой степени их взаимодействия и о том, что каждая скважина на данном этапе анализа может быть рассмотрена как самостоятельный объект.
Для подтверждения данного вывода были проанализированы динамиче- ские изменения показателя Rã по всем скважинам за последние три года (1992– 1994 гг.) их работы (см. табл. 7.8). Из полученных данных следует, что до 12.1993 г. коэффициент Rã имел тенденцию к увеличению, что свидетельствовало о включении скважин в общую единую дренажную систему. Начиная с 12.1993 г. на рассматриваемый момент времени Rã существенно изменился в
644
Рис. 7.16. Карта изолиний взаимодействия по дебитам газа (месторождение Хара-Зиря-дениз, VIII горизонт)
меньшую сторону, что может быть объяснено интенсивным обводнением залежи, приведшим к локализации работы каждой скважины.
Это хорошо просматривается по изменению коэффициента Râ по дебитам воды. Если на 12.1992 г. коэффициент Râ по рассматриваемым скважинам практически был равен 0, то на 12.1994 г. наблюдается резкое его увеличение до значения в среднем 0,36 (за исключением скв. 560).
Как видно из рис. 7.17, на котором приведена карта линий равных взаимо-
Рис. 7.17. Карта изолиний взаимодействия по дебитам воды
645
|
|
|
|
|
|
|
Ò à á ë è ö à |
7.8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Динамика изменения коэффициентов корреляции по дебитам газа и воды |
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Äàòà |
12.1992 |
|
06.1993 |
|
|
12.1993 |
|
06.1994 |
|
12.1994 |
|
|||||||
Номер |
ввода |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ñêâà- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
скважины |
æèíû â |
Rã |
Râ |
Rã |
|
Râ |
|
Rã |
Râ |
Rã |
Râ |
Rã |
Râ |
||||||
|
эксплуа- |
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
тацию |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
525 |
06.1975 |
0,19 |
0,06 |
0,40 |
|
– |
|
0,21 |
– |
0,46 |
– |
0,12 |
0,36 |
|
|||||
552 |
06.1981 |
0,31 |
0,00 |
0,36 |
|
– |
|
0,64 |
– |
0,08 |
– |
0,34 |
0,46 |
|
|||||
560 |
12.1982 |
0,19 |
0,04 |
0,28 |
|
– |
|
0,62 |
– |
0,22 |
– |
0,01 |
0,11 |
|
|||||
573 |
03.1986 |
0,48 |
0,01 |
0,40 |
|
– |
|
0,59 |
– |
0,36 |
– |
0,39 |
0,22 |
|
|||||
693 |
09.1987 |
0,36 |
0,00 |
0,39 |
|
– |
|
0,53 |
– |
0,34 |
– |
0,16 |
0,44 |
|
|||||
704 |
04.1991 |
0,18 |
0,00 |
0,25 |
|
– |
|
0,69 |
– |
0,29 |
– |
0,32 |
0,29 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ò à á ë è ö à |
7.9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Расчет регулирования отборов добывающих скважин (горизонт VIII) |
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
Номер |
|
|
Рекомендации по диагностирующим критериям |
|
|
Решение по |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
регулирова- |
|
||
скважины |
|
Rã |
|
|
Râ |
|
|
|
|
Ý |
|
|
D |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нию отборов |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
525 |
|
|
Ó |
|
|
Í |
|
|
|
|
Ó |
|
|
Ó |
|
|
Ó |
|
|
552 |
|
|
Í |
|
|
Í |
|
|
|
|
Ó |
|
|
Ó |
|
|
Í |
|
|
560 |
|
|
Ó |
|
|
Ó |
|
|
|
|
Í |
|
|
Î |
|
|
Í |
|
|
573 |
|
|
Í |
|
|
Ó |
|
|
|
|
Ó |
|
|
Ó |
|
|
Ó |
|
|
693 |
|
|
Ó |
|
|
Í |
|
|
|
|
Ó |
|
|
Î |
|
|
Í |
|
|
704 |
|
|
Í |
|
|
Ó |
|
|
|
|
Ó |
|
|
Ó |
|
|
Ó |
|
|
П р и м е ч а н и е. Э – эволюционный метод. У – увеличить отбор, О – ограничить отбор, Н – неопределенный случай.
действий между скважинами по дебитам воды, язык обводнения проходит по линии скв. 525, 693, 552 и направлен в центральную часть залежи. Для получе- ния окончательного решения по регулированию работы скважин с целью интенсификации добычи газа и уменьшения интенсивности языков обводнения был произведен анализ их работы на основе использования методов эволюционного моделирования и теории катастроф.
Как и в предыдущем случае, здесь анализируются технологические показатели работы скважин за три года их работы (1992–1994 гг.) (табл. 7.8).
Из рассмотрения совокупности диагностирующих критериев в табл. 7.9 показана вероятность решения по применению того или иного вида геологотехнических мероприятий по всем скважинам рассматриваемого участка в целом.
Как явствует из принятого решения (см. рис. 7.9), увеличение отборов по группе скв. 525, 704 и 573 и оставление без изменения режима работы группы скв. 552, 693 и 560, с одной стороны, должно привести к интенсификации добычи газа, с другой — к уменьшению интенсивности языкообразования и выравнивания фронта обводнения.
646
УЛУЧШЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ВЫПАДЕНИЯ И НАКОПЛЕНИЯ КОНДЕНСАТА
При пуске скважины и в процессе разработки газоконденсатных месторождений наблюдается изменение термобарических условий в пласте и в призабойной зоне скважин. Это приводит к выпадению, накоплению и частичному выносу конденсата из призабойной зоны и фазовым переходам в стволе скважин, что обусловливает существенное ухудшение технологических показателей по добыче газа и конденсата.
Объективное диагностирование данного явления возможно на основе проведения многочисленных и трудоемких газогидродинамических исследований скважин и пластов, что на практике, особенно в морских условиях, в большинстве случаев осложнено и связано со значительными материальными и временными затратами. В связи с этим ниже рассматривается возможность диагностирования вышеуказанных процессов на основе статистического анализа данных лишь текущей устьевой информации.
Одна из принципиальных возможностей такого подхода основана на прослеживании и анализе динамики разницы давлений в затрубном пространстве и в фонтанных трубах работающей скважины ∆p = pçàò – pá.
Очевидно, что в случае наличия достаточного объема конденсата в стволе скважины, последний должен приводить к разобщению указанных пространств и существенной разнице давлений между ними ∆p.
Процесс накопления и выноса конденсата носит периодический характер, что, в свою очередь, должно отражаться и на характере колебания производительности скважин.
Для подтверждения изложенного подхода были проанализированы данные эксплуатации скв. 53, 108, 110, 111 морского газоконденсатного месторождения Хара-Зиря-дениз. Рассматривались временные ряды динамики изменения среднесуточных (по месяцам) значений дебитов конденсата Qê и значе- ний ∆p.
В качестве примеров изменения дебита конденсата в процессе эксплуатации скв. 53 и 108 показаны на рис. 7.18, и, как видно, в обеих скважинах динамики ∆p = ∆p(t) è Qê = Qê(t) имеют колебательный характер. Аналогичный вид имеют динамики этих показателей и в скв. 110 и 111.
Ò à á ë è ö à 7.10
Коэффициенты корреляции значений добычи конденсата и разности давлений по скважинам месторождения Хара-Зиря-дениз
Ãîä |
|
|
Скважины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
53 |
108 |
|
110 |
111 |
|
|
|
|
|
|
1985 |
0,9 |
– |
|
– |
– |
1986 |
0,88 |
– |
|
0,97 |
– |
1987 |
0,86 |
0,79 |
|
0,92 |
– |
1988 |
0,82 |
0,84 |
|
0,86 |
– |
1989 |
0,82 |
0,91 |
|
0,92 |
0,62 |
1990 |
0,86 |
0,80 |
|
0,79 |
0,81 |
1991 |
0,91 |
0,89 |
|
0,74 |
0,91 |
1992 |
0,84 |
0,97 |
|
0,76 |
0,87 |
1993 |
0,87 |
0,77 |
|
0,95 |
0,87 |
1994 |
0,82 |
0,95 |
|
0,88 |
0,73 |
1995 |
0,97 |
0,97 |
|
0,95 |
0,56 |
|
|
|
|
|
|
647
t, мес
Рис. 7.18. Изменение дебита конденсата и депресии на пласт по скв. 53 и 108 во времени
Для анализа связи между параметрами Qê è ∆p был использован аппарат ранговой корреляции [67], причем рассматривалась динамика этой связи по годам. Результаты расчета по всем указанным скважинам (табл. 7.10) свидетельствуют о том, что в целом во всех случаях наблюдается устойчивая высокая связь между Qê è ∆p. Некоторым исключением является скв. 111, по которой в начале и в конце периода ее эксплуатации наблюдались относительно низкие значения коэффициента ранговой корреляции.
Вместе с тем была учтена возможность наличия запаздывания связи между рассматриваемыми параметрами, в связи с чем была использована математиче- ская модель взаимно-корреляционной функции RQ∆p [67], позволяющей определить степень коррелируемости двух функций при различных значениях временных сдвигов.
648
Рис. 7.18. Продолжение
Расчеты показали, что по скв. 108 и 110 максимальные значения взаимнокорреляционной функции (соответственно 0,82 и 0,60) наблюдаются при нулевом временном сдвиге, тогда как в скв. 53 и 111 ее максимальные значения составляют соответственно 0,49 и 0,47 и наблюдаются при временных сдвигах 1 и 6 мес. В качестве примера динамика взаимно-корреляционных функций по скв. 53, 108 и 110 показана на рис. 7.19.
Приведенные результаты свидетельствуют о возможности практического применения рассматриваемой разницы устьевых давлений для диагностирования процессов периодического накопления конденсата.
649
Рис. 7.19. Измерение взаимно-корреляционной функции RQ∆p по скв. 53, 108 и 110 во времени
650