авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Комплесное многоуровневое планирование применения третичных методов увеличения нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти

-- [ Страница 2 ] --

 Распределение объектов «Сибирской» матрицы в осях главных компонент -0

Рисунок 1 - Распределение объектов «Сибирской» матрицы

в осях главных компонент

Многокомпонентный анализ с применением метода главных компонент позволил произвести группирование залежей нефти по их меткам на плоскостях главных компонент. Первые три главных компонента объясняют 70 % всех дисперсий значений геолого-промысловых параметров.

Используя МГК, удалось произвести разбиение исследуемых объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» на 4 группы, в то время как следующий метод статистического анализа (МНС) дал разбиение на 6 групп. Так, группу объектов с ТРиЗ с наименьшей выработкой, приуроченную к слабопроницаемым пластам и ВНЗ МГК, воспринял как один объект, тогда как метод ИНС (см. далее) выделил дополнительно три группы (с малой, средней и большой площадями ВНЗ). По-видимому, большая точность по определению групп метода ИНС связана с более гибким механизмом функционирования существующих схем настроек и обучения нейронных сетей по сравнению с простым статистическим сжатием многомерного пространства классификационных признаков. Во втором методе определяются веса соответствующей функции (синапса) каждого нейрона и самонастройка всей сети. В первом же методе в уравнениях весовые функции определяются жестко из матрицы, т.е. по факту без применения адаптационной процедуры.

В качестве исходной конфигурации выбрана многослойная нейронная сеть с последовательными связями. Сеть состоит из трех слоев. Внешние сигналы подаются снизу, на входы нейронов входного слоя, а выходами сети являются выходные сигналы последнего слоя. Кроме входного и выходного в сети в середине есть один скрытый слой.

Перед обучением задается тестовое множество примеров из общей совокупности обучающих примеров, на которых будут основываться оценки предсказательных свойств обученной нейронной сети. При этом задается размер и характер обучающей выборки.

С использованием МГК исследуемые объекты разработки АНК «Башнефть» удалось разбить на 5 групп, в то время как следующий метод статистического анализа (МНС) позволил выделить 6 групп. Так, группу объектов залежей с ТРиЗ с малыми нефтенасыщенными толщинами МГК воспринял как один объект, тогда как ИНС выделил дополнительно еще одну группу (с повышенной вязкостью около 35-40мПа*с).

Приводятся графики влияния факторов (гистограмма факторов) на эффективность применения физико-химического воздействия на пласт.

Результаты, полученные по «Башкирской» матрице, отличаются по соотношениям от результатов «Сибирской» матрицы. Определяющим фактором, влияющим на дополнительную добычу нефти по месторождениям РБ, является накопленный водонефтяной фактор. На втором месте оказались такие факторы, как коэффициент использования извлекаемых запасов и текущая обводненность, связанные с первым параметром - накопленным водонефтяным фактором. Из опыта известно, что одним из условий применения практически любой технологии повышения нефтеотдачи является обводненность продукции на участке воздействия. Высока роль коэффициента расчлененности, количества прокачанных поровых объемов.

Для «Сибирской» матрицы высокой оказалась роль таких факторов, как коэффициент проницаемости, вязкость нефти, коэффициенты песчанистости, расчлененности и текущая обводненность.

Таким образом, сопоставление геологических условий и перенос опыта разработки для месторождений обоих регионов представляют определенные трудности из-за различий геолого-физических свойств пластов и способов эксплуатации залежей.

Определяющими для успешной обработки являются знания о конкретных участках и механизмах воздействия, основанные на математическом, статистическом моделировании и изучении особенностей поведения залежей и отдельных скважин.

В третьей главе рассмотрены вопросы выбора и обоснования технологии воздействия на низкопродуктивные пласты.

Геометрическая интерпретация классификации залежей позволяет осуществить подбор эффективных технологий. Рассмотрим два случая применения для этого МГК.

Случай первый – когда на плоскости главных компонент выделяется группа залежей, локально обособленная и включающая залежи, на которых эффективно внедряются МУН. Для каждой группы определяется его “центр”, или залежь, находящаяся в геометрическом центре группы и обозначаются все залежи, на которых внедрялись МУН. Чем ближе к этому центру находится залежь, на которой был получен положительный результат от технологии, тем выше вероятность успешного внедрения данной технологии на залежах, группирующихся вокруг этого центра.

Во втором случае, если залежи нефти, для которых ведутся поиски эффективной технологии воздействия на пласт, находятся на относительно большом расстоянии от центра группы, то решается вопрос, в зону действия какого МУН попадает данная залежь.

С этой целью проводится экспертный анализ эффективности всех технологий в каждой группе и фиксируются залежи, на которых были получены высокие результаты.

Впервые с помощью метода ИНС решалась задача прогнозирования эффективности осадкогелеобразующих технологий (ОГОТ) по геолого-физическим и промысловым показателям объектов воздействия. Были рассмотрены 100 участков и очагов, на которых применялись ОГОТ.

По результатам расчета сначала строилась двумерная карта Кохонена. Затем реализовывалась процедура обучения. Кластеризация в процессе обучения была проведена по 5 интервалам дополнительной добычи.

Расчеты ведутся с помощью стандартного пакета МАТLАВ 6.5.,
в котором функция net =ntwsom(…) формирует многомерную карту Кохонена с 15 функциями взвешивания.

Проводится процедура обучения. Строится двумерная карта Кохокена. Строятся входные векторы с их отображениями, которые реализуются весами SOM.

В процессе экзамена по 20 очагам самоорганизующая карта Кохонена выполнила кластеризацию.

Например, объект БС10/2-3 Тевл.-Русскинское попадает в 5 кластер с вероятной дополнительной добычей 2400 – 3000 т нефти. В результате применения технологии “РИТИН” на скважине № 593 дополнительная добыча нефти составила 2830 т.

Во втором случае, объект Ватьеганское (БВ1) № 4588 попал в кластер с дополнительной добычей 0–600 т. В результате применения технологии СПС (сшитые полимерные системы) на скважине № 4588 дополнительная добыча составила 530 т.

Экспертный метод подбора технологий воздействия, который основывается на использовании геолого-физических и промысловых параметров участка воздействия, геолого-промысловых условий эффективного применения каждой технологии и экспертной оценке степени влияния геолого-промысловых факторов на технологический эффект от применения технологии (доля участия каждого параметра в эффекте) позволяет в итоге уточнить процедуру подбора технологии МУН.

Разработана компьютерная программа для автоматизированной

реализации экспертного метода (рис. 2).

Для выполнения подбора необходимым условием является наличие базы данных, которая содержит следующую информацию:

- технологии и условия их эффективного применения;

- геолого-промысловые данные участка воздействия;

- промысловые условия применения технологии, вклю-

чая требования НГДУ.

Метод реализуется следующим образом. Вводятся геолого-физические и промысловые данные участка воздействия. Исходя из введенных данных, программа подбирает те технологии из базы данных, которые удовлетворяют геолого-физическим данным выбранного участка воздействия и требованиям НГДУ. Далее, для получившегося списка подходящих технологий рассчитываются вероятности достижения максимального эффекта.

Таким образом, используя разработанную методику и программную реализацию автоматизированного подбора технологий, можно подобрать наиболее эффективный метод воздействия на продуктивный пласт выбранного участка.

Далее разработана методика ранговой классификации по предложенным методам анализа с целью подбора технологии. В качестве критерия применимости технологии к объекту берется его близость от объекта-полигона в МГК или объекта-центра кластера в МНС.

Для получения количественных оценок использовался эмпирический коэффициент регрессии прогнозов U.

Для этого вычисляют значения удалений прогнозируемых точек от центров (наиболее эффективных технологий на объектах), таким образом, что удаление по МГК от эффективной точки будет считаться расстоянием |G*-Gi| близости объекта от оптимальных условий для технологии по группе. В случае метода ИНС это будет |R* - Ri|– удаление от центра кластера.

Заменим значения |G*-Gi| и |R* - Ri| – их рангами, так что наименьшим значениям соответствует большая дополнительная добыча нефти.

Затем, умножая ранги трех критериев, получили совмещённый критерий подбора технологий. Чем он больше, тем больше вероятность, что данная технология будет эффективной. При этом ранжируются только значения внутри каждой технологии.

В этой же главе рассматривались вопросы моделирования применения осадкогелеобразующих технологий. В частности, при моделировании воздействия на низкопродуктивные пропластки слоисто-неоднородного пласта приводится система уравнений, описывающих процесс вытеснения нефти водным раствором химреагента (композицией химреагентов) в плоскости вертикального сечения. Решение системы уравнений осуществляется численно методом конечных разностей с использованием консервативных разностных схем сквозного счета и применением метода, основанного на раздельном определении давления и насыщенности в пределах каждого временного слоя.

Для решения общей задачи сначала численно решается двумерная задача в плоскости вертикального сечения с учетом слоистой неоднородности пласта по толщине. На основании полученного численного решения для ряда сечений пласта строятся осредненные по этим сечениям кривые фазовых проницаемостей в зависимости от средних по соответствующим сечениям значений нефтенасыщенности. Осредненные таким образом псевдофазовые проницаемости используются затем в двумерной плоской задаче.

В дальнейшем рассматривается численная реализация модельной задачи вытеснения нефти из пористой среды, представляющая собой два пропластка постоянной толщины, с разными значениями начальной и конечной нефтенасыщенности. Из приведенных схем следует, что это должно приводить к различной скорости фильтрации нефти и воды в них. Таким образом, в обоих пропластках меняются фильтрационные сопротивления, но в водоносной части они меняются больше, чем в нефтеносной, что приводит в конечном счете к дополнительной добыче нефти в результате воздействия. Следовательно, удается качественно смоделировать воздействие МУН на пласт, что является весьма полезным при прогнозировании поведения конкретных технологий. Получены зависимости показателей разработки от объема прокачанной жидкости.

Общий вид векторного уравнения неразрывности, используемого для математического описания процесса изотермического вытеснения нефти водными растворами химреагентов и их композиций, выглядит следующим образом:

(1)

Здесь индекс и i означает номер фазы (водной и нефтяной), j – номер компонента, m – пористость, - тензор коэффициента конвективной диффузии j–го компонента в i–й фазе, i, , Si, и qi – соответственно плотность, скорость фильтрации, насыщенность и плотность источников и стоков i–й фазы, Сij, ij и aij - cоответственно массовая доля, химический потенциал и адсорбция j-го компонента в i-й фазе, ij – коэффициент межфазного перетока j–го компонента между фазами и i.

Насыщенности фаз и массовые доли компонентов связаны следующими соотношениями:

(2)

Принимается, что для каждой из фаз выполнен обобщенный закон

Дарси

(3)

где - тензор абсолютной проницаемости, koi, i и pi - соответственно относительная фазовая проницаемость, вязкость и давление i–й фазы, g – ускорение силы тяжести, z – вертикальная координата.

В частности, при моделировании воздействия на низкопродуктивные пропластки слоисто-неоднородного пласта система уравнений, описывающих процесс вытеснения нефти водным раствором химреагента (композицией химреагентов) в плоскости вертикального сечения такого пласта, принимает вид:

где

x – горизонтальная координата, длина пласта равна L, 0 x L;

z – вертикальная координата, 0 z H;

y(x) – переменная ширина пласта;

m – пористость;

s – водонасыщенность;

- плотность источников (стоков);

- доля водной фазы в двухфазном потоке;

k, kH, kB – абсолютные и фазовые проницаемости для воды и нефти;

Н, В – вязкости нефти и воды;

R – фактор сопротивления при движении химраствора в пористой среде или остаточный фактор сопротивления для воды, движущейся после оторочки раствора;

рН, рВ – давление в фазах;

с – концентрация полимера в растворе;

а – количество адсорбированного полимера в расчете на единицу порового объема;

При известных зависимостях фазовых проницаемостей, давлений и фактора сопротивления от насыщенностей фаз и концентрации химреагента приведенная система уравнений является замкнутой.

Решение системы уравнений осуществляется численно методом конечных разностей с использованием консервативных разностных схем сквозного счета с использованием метода, основанного на раздельном определении давления и насыщенности в пределах каждого временного слоя.

В качестве примера рассмотрено осуществление технологии – совместная закачка полимера, жидкого стекла и глинистой суспензии на Южно-Ягунском нефтяном месторождении. При этом использовались реальные параметры объекта 2БС10.

Из приведенных выше систем уравнений следует, что это должно приводить к различной скорости фильтрации нефти и воды в них. Рассматриваются процессы с применением загустителей и без них.

На рис. 4, 5 приведены зависимости, полученные из численного решения систем уравнений для данного объекта воздействия.

Заметим, что это также согласуется с общими представлениями
о процессе. Таким образом, представляется возможным оценивать результаты воздействия на конкретные залежи.

В четвертой главе рассматривается задача интерпретации резуль-татов исследований скважин для решения промысловых задач при применении методов увеличения нефтеотдачи и проведении геолого-технических мероприятий. Оценка влияния на ёмкостно-фильтрационные свойства коллектора физико-химических методов воздействия на пласт обусловлена необходимостью уточнения механизма действия технологий в различных промысловых условиях, определения степени изменения гидропроводности пласта, зон выпадения осадка и т.д.

Регламентируется применение математического аппарата при интерпретации результатов нестационарных исследований скважин и

последовательность статистического анализа при выборе и обосновании метода воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Указанная методика успешно используется для обоснования осадкогеле- и эмульсеобразующих технологий для месторождений нефти Башкортостана, а также для оценки изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта при воздействии физико-химическими и микробиологическими методами увеличения нефтеотдачи.

Методика основана на результатах многочисленных исследований скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и методов воздействия на призабойную зону пласта (ОПЗ) на нефтяных месторождениях РБ. Обозначим: гидропроводности

до и после закачки: А 1 и А 2:

где k1, 2 – проницаемость до и после воздействия, мкм2;

h 1, 2 – эффективная толщина пласта до и после воздействия, м; µ - вязкость фильтрующейся в пласте жидкости, мПа·с.

Пористость до закачки - m0, после закачки - m, удельный объём осадка (отношения объёма осадка к объему нефтенасыщенных пород, охваченных воздействием) - b, тогда: m=m0-b. Полагая, что существует зависимость между пористостью и проницаемостью, воспользуемся формулой Минца Д.М.

и при h 1 = h 2, получим зависимости:

где Vос – объём осажденного осадка в поровом пространстве - Vпор.

По кривым восстановления давления выделяем кольцевые зоны с радиусами R0, R1, R2 … Для каждой зоны определяем гидропроводность Аi пласта.

Проводились гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до и после воздействия на залежь. На преобразованной кривой в координатах «логарифм времени – давление на устье скважины» выделяются 3 прямолинейных участка (ближняя и средняя и дальняя зоны — рис. 5, 6).

  Кривая падения давления на скважине 2409 Манчаровского месторождения до-20

Рисунок 5 — Кривая падения давления на скважине 2409 Манчаровского месторождения до воздействия технологией ‘КОГОР”

  Кривая падения давления на скважине 2409 Манчаровского месторождения после-21

Рисунок 6 — Кривая падения давления на скважине 2409 Манчаровского месторождения после воздействия технологией ‘КОГОР”

Судя по данным ГДИС (рисунок 7), существуют разные степени воздействия на пласт: жёсткие (КОГОР - комплексная осадкогелеобразующая), средние (Нефтенол, СЩР – силикатно-щелочная) и мягкие технологии (КХА - алюмохлорид, БКТ - биокомплексная, САИ – сухой активный ил). Рассмотрим зависимости А (отношение гидропроводностей до воздействия и после) от R (крайней границы изменения гидропроводности - R2). На рис. 7 представлены зависимости, свидетельствующие о глубинах проникновения реагента в зависимости от изменения состояния пласта в результате воздействия. Так, в результате воздействия технологией "КОГОР" проникновению реагента соответствует большее изменение гидропроводностей (подбирались технологии с одинаковыми объёмами продавочной жидкости). Приближаются к данной технологии по жёсткости технологии Нефтенол, СЩР и ЩПР – щелочно-полимерная (изменение А в 2-3 раза). Чуть меньше жёсткость технологии САИ. Изменение А в 1,5-2 раза и проникновение на большее расстояние (50-80 м) позволяет отнести к мягким технологии БКТ, КХА. Мягкие технологии направлены на извлечение нефти из удаленных зон и эффективность их прямо пропорциональна глубине проникновения (и сбора большего количества нефти с большего объёма пласта). Ситуация с жёсткими технологиями прямо противоположна, поскольку они воздействуют на ближайшую к скважине зону, непосредственно увеличивая охват заводнением в сильно неоднородных пропластках.

Таким образом:



Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.