![Оптимизация системы ППД на основе моделей линий тока
Теоретическое обоснование
Оптимизация основывается на последовательном изменении приемистости
нагнетальных скважин согласно совместному анализу эффективности каждой
нагнетательной скважины и эффективности системы ППД в целом. Подробное описание
данной методики приведено в [0], [0], [0], [0], [0].
Эффективность нагнетательной скважины определяется как:
qoil
I eff = (1)
q water
где qoil – дебит нефти [рез м3/сут] добывающих скважин за счет закачки воды, qwater
[рез м3/сут], на рассматриваемой нагнетательной скважине. Параметр Ieff показывает
сколько нефти добыто в результате закачки воды. Знание Ieff необходимо для управления
нагнетанием с целью увеличения дебита нефти добывающих скважин и уменьшения
нерациональной циркуляции воды от нагнетательных скважин к добывающим.
Расчет эффективности работы нагнетательных скважин по формуле (1)
производится на основе коэффициентов взаимовлияния скважин (Well Allocation Factor
(WAF)), которые, в свою очередь, рассчитывается симулятором FrontSim. Коэффициент
взаимовлияния скважин отражает влияние потоков воды от нагнетательных скважин на
связанные с ними потоки нефти к добывающим скважинам.
Эффективности системы ППД в целом рассчитывается по формуле (1) с
использованием накопленных показателей за период.
Основная идея оптимизации заключается в уменьшении приемистости
низкоэффективных нагнетательных скважин и в увеличении приемистости
высокоэффективных соответственно. Скважина считается низкоэффективной если ее
эффективность ниже чем эффективность системы ППД и высокоэффективной в обратном
случае. Приемистость скважин корректируется согласно приведенным ниже
коэффициентам:](https://image.slidesharecdn.com/wfoptimizationsl-100222133629-phpapp01/85/Waterflood-Optimization-Using-Streamline-Simulation-1-320.jpg)
![Выводы
По сравнению с базовам вариантом, «вариант 1» позволяет снизить закачку на 26%
(313.8 тыс м3) и увеличить эффективность заводнения на 4% (до 17.7%). Накопленная
добыча нефти по «варианту 1» снижается на 7% (11.2 тыс м3).
Наиболее целесообразен «вариант 3» учитывающий технологические ограничения
и обеспечивающий прирост добычи нефти за счет перераспределения объемов
закачиваемой воды между нагнетательными скважинами. По «варианту 3» прирост
добычи нефти составляет 5% (8.8 тыс м3), закачка увеличивается на 22% (273 тыс м3),
эффективность заводнения составляет 12% (на 2% ниже базового варианта).
Список литературы
[0] Thiele, M.R., Batycky, R.P.: “Water Injection Optimization Using a Streamline-Based
Workflow”. Paper SPE 84080 presented at the SPE Annual technical Conference and
Exhibition, Denver, Colorado, U.S.A., 5-8 October 2003.
[0] Grinestaff, G.H.: “Waterflood Pattern Allocations: Quantifying the Injector to Producer
Relationship with Streamline Simulation”, paper SPE 54616 presented at presentation at the
1999 SPE Western Regional Meeting held in Anchorage, Alaska, 26–28 May 1999.
[0] Samier, P., Quettier, L. and Thiele, M.: “Applications of Streamline Simulations to
Reservoir Studies”, SPE 78883, 2002.
[0] Lolomari T., Bratvedt K., et al.: “The Use of Streamline Simulation in Reservoir
Management: Methodology and Case Studies”, Paper SPE 63157 presented at the SPE
Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, 1–4 October 2000.
[0] Kostyuchenko, S.V., Zimin, S.V.: “Waterflooding Efficiency Quantitative Analysis
Based on Streamline Models”, “Neftyanoe Khozyajstvo” Magazin, January 2005.](https://image.slidesharecdn.com/wfoptimizationsl-100222133629-phpapp01/85/Waterflood-Optimization-Using-Streamline-Simulation-7-320.jpg)
Waterflood Optimization Using Streamline Simulation
- 1. Оптимизация системы ППД на основе моделей линий тока Теоретическое обоснование Оптимизация основывается на последовательном изменении приемистости нагнетальных скважин согласно совместному анализу эффективности каждой нагнетательной скважины и эффективности системы ППД в целом. Подробное описание данной методики приведено в [0], [0], [0], [0], [0]. Эффективность нагнетательной скважины определяется как: qoil I eff = (1) q water где qoil – дебит нефти [рез м3/сут] добывающих скважин за счет закачки воды, qwater [рез м3/сут], на рассматриваемой нагнетательной скважине. Параметр Ieff показывает сколько нефти добыто в результате закачки воды. Знание Ieff необходимо для управления нагнетанием с целью увеличения дебита нефти добывающих скважин и уменьшения нерациональной циркуляции воды от нагнетательных скважин к добывающим. Расчет эффективности работы нагнетательных скважин по формуле (1) производится на основе коэффициентов взаимовлияния скважин (Well Allocation Factor (WAF)), которые, в свою очередь, рассчитывается симулятором FrontSim. Коэффициент взаимовлияния скважин отражает влияние потоков воды от нагнетательных скважин на связанные с ними потоки нефти к добывающим скважинам. Эффективности системы ППД в целом рассчитывается по формуле (1) с использованием накопленных показателей за период. Основная идея оптимизации заключается в уменьшении приемистости низкоэффективных нагнетательных скважин и в увеличении приемистости высокоэффективных соответственно. Скважина считается низкоэффективной если ее эффективность ниже чем эффективность системы ППД и высокоэффективной в обратном случае. Приемистость скважин корректируется согласно приведенным ниже коэффициентам:
- 2. min ( ei , emax ) − e α ei > e : wi = 1 + ( wmax − 1) ⋅ (2) emax − e e − max( ei , emin ) α ei < e : wi = 1 − (1 − wmin ) ⋅ (3) e − emin где корректирующий коэффициент wi - вычисляется исходя из его граничных значений (wmax, wmin) и экспоненты α., которая контролирует степень изменения приемистости. Анализ чувствительности показал, что оптимальными значениями параметров являются следующие: α=0.5, wmin=0.5, wmax=2. Рассматривается прогнозный период в пять лет, в течении которого фонд добывающих и нагнетательных скважин остается неизменным. Максимально допустимое забойное давление на нагнетательных скважинах ограниченно 350 атм. Расчет вариантов Вариант 1. Увеличение нефтеотдачи на 1 м3 закаченной воды. Результатом применения вышеизложенной теории является график работы нагнетательных скважин на 5 лет (Рисунок 1 и Таблица 1). 500 450 Приемистость, рез м3/сут 400 350 6039 6040 300 6041 250 6042 200 6043 150 12169 100 50 0 20 20 20 20 20 20 20 05 07 09 11 06 08 10 Рисунок 1. График работы нагнетательных скважин. Вариант 1 скважина Приемистость , рез м3/сут 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 6039 65.84 133.00 186.95 269.94 428.80 429.04 231.41 6040 87.85 66.93 33.45 17.03 11.02 22.00 12.74
- 3. 6041 201.89 143.57 158.14 101.55 53.14 27.54 13.75 6042 21.52 39.67 21.69 10.85 5.40 2.70 1.89 6043 33.47 16.95 34.00 68.00 136.00 232.30 464.00 12169 305.93 191.48 118.38 77.03 45.51 25.89 14.43 Таблица 1. График работы нагнетательных скважин. Вариант 1 Вариант 2. Увеличение нефтеотдачи на 1 м3 закаченной воды совместно с увеличением накопленной добычи. В данном случае в формулу (1), для вычисления эффективности нагнетательной скважины, вносится весовой коэффициент, учитывающий добычу нефти за счет работы данной скважины. График работы нагнетательных скважин приведен на Рисунок 2 и сведен в Таблица 2. 900 Приемистость, рез м3/сут 800 700 6039 600 6040 500 6041 400 6042 6043 300 12169 200 100 0 20 20 20 20 20 20 20 05 07 09 11 06 08 10 Рисунок 2. График работы нагнетательных скважин. Вариант 2 скважина Приемистость , рез м3/сут 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 6039 65.84 133.00 234.83 331.45 402.00 456.00 482.00 6040 87.85 75.07 42.34 21.15 10.55 16.63 10.81 6041 201.89 233.66 176.59 115.90 67.41 33.70 16.85 6042 21.52 36.78 18.40 10.42 5.24 9.10 5.63 6043 33.47 16.95 33.80 54.72 41.46 38.90 69.61 12169 305.93 402.75 665.72 846.00 827.72 694.27 627.27 Таблица 2. График работы нагнетательных скважин. Вариант 2 Вариант 3. Увеличение нефтеотдачи на 1 м3 закаченной воды совместно с увеличением накопленной добычи, а так же учет технологических ограничений на режим
- 4. работы нагнетательных скважин. Минимальная приемистость ограничивается 50 рез м3/сут, в остальном «вариант 3» аналогичен «варианту 2». 900 Приемистость, рез м3/сут 800 700 6039 600 6040 500 6041 400 6042 6043 300 12169 200 100 0 20 20 20 20 20 20 20 05 07 09 11 06 08 10 Рисунок 3. График работы нагнетательных скважин. Вариант 3 Скважина Приемистость , рез м3/сут 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 6039 65.84 133.00 246.00 310.00 310.76 350.00 318.00 6040 87.85 75.07 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 6041 201.89 233.66 169.96 116.86 141.57 201.49 169.51 6042 21.52 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 6043 33.47 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 12169 305.93 402.75 731.14 833.47 854.00 806.16 692.63 Таблица 3. График работы нагнетательных скважин. Вариант 3 В результате получены показатели добычи, дебитов жидкости и нефти, обводненности и накопленной эффективности заводнения по вариантам. Расчет именно накопленной эффективность нагнетания позволяет устранить случайные ошибки и определить тенденции закачки и отбора. Основные прогнозные показатели разработки участка моделирования пласта БВ101-2 приведены в Таблица 4 и на Рисунок 4, Рисунок 5. Накопленная добыча, тыс Закачка Добыча за период, тыс м3 закачка м3 Обводнен- за Эффективность Дата накопленная, ность, % период, 3 заводнения, % Нефти жидкости нефти жидкости тыс. м тыс. м3
- 5. Базовый вариант 2006 36.9 420.1 36.9 420.1 91.1 248.4 248.4 15.5 2007 34.6 411.7 71.5 831.8 91.4 248.4 496.9 14.9 2008 33.5 412.0 105.0 1243.7 91.7 249.1 746.0 14.4 2009 32.2 411.1 137.2 1654.8 91.9 248.4 994.4 14.1 2010 31.3 411.6 168.5 2066.4 92.2 248.4 1242.9 13.8 Вариант 1 (оптимизация ППД) 2006 35.9 409.6 35.9 409.6 91.1 201.9 201.9 15.5 2007 32.6 392.6 68.5 802.2 91.4 188.9 390.7 17.6 2008 30.8 386.9 99.3 1189.1 91.8 168.4 559.1 17.4 2009 29.4 382.6 128.7 1571.7 92.1 166.4 725.5 17.7 2010 28.6 384.5 157.3 1956.1 92.4 185.5 911.1 17.7 Вариант 2 (оптимизация ППД, максимизация накопленной добычи нефти) 2006 37.9 429.8 37.9 429.8 91.1 296.0 296.0 15.5 2007 36.3 427.3 74.1 857.1 91.3 290.1 586.1 13.0 2008 35.1 425.7 109.2 1282.8 91.6 280.5 866.6 12.7 2009 33.8 421.1 143.1 1703.9 91.8 264.7 1131.3 12.7 2010 32.8 419.2 175.9 2123.1 92.0 260.8 1392.0 12.7 Вариант 3 (оптимизация ППД, максимизация накопленной добычи нефти, технологические ограничения) 2006 38.0 431.9 38.0 431.9 91.1 310.0 310.0 15.5 2007 36.4 430.1 74.4 861.9 91.3 301.7 611.7 12.5 2008 35.3 428.8 109.8 1290.7 91.6 292.7 904.4 12.3 2009 34.3 428.0 144.1 1718.7 91.8 299.3 1203.7 12.2 2010 33.3 431.0 177.3 2149.6 92.0 312.2 1515.9 12.0 Циклическая закачка 2006 37.4 429.6 37.4 429.6 91.1 325.9 325.9 15.5 2007 36.0 429.2 73.4 858.8 91.4 322.3 648.2 11.7 2008 35.0 430.3 108.4 1289.1 91.7 323.5 971.8 11.5 2009 33.9 429.6 142.3 1718.8 92.0 323.2 1294.9 11.3 2010 33.0 430.2 175.4 2148.9 92.2 323.5 1618.4 11.1 Таблица 4. Основные показатели разработки пласта БВ101-2 (участок моделирования, район скважины 4Р)
- 6. 2 500 Накопленная добыча нефти, жидкости, закачка, 2150 2149 2123 2066 2 000 1956 1618 1516 1 500 1392 тыс.куб.м 1243 1 000 911 500 169 157 176 177 175 0 Базовый Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Циклическая вариант закачка нефть жидкость закачка Рисунок 4. Накопленные показатели добычи и закачки по вариантам Эффективность заводнения 20% 19% 18% 17% 16% 15% 14% 13% 12% 11% 10% 20 20 20 20 20 20 20 06 07 09 10 05 08 11 Базовый вариант Вариант 1 Циклическая закачка Вариант 2 Вариант 3 Рисунок 5. Эффективность заводнения по вариантам
- 7. Выводы По сравнению с базовам вариантом, «вариант 1» позволяет снизить закачку на 26% (313.8 тыс м3) и увеличить эффективность заводнения на 4% (до 17.7%). Накопленная добыча нефти по «варианту 1» снижается на 7% (11.2 тыс м3). Наиболее целесообразен «вариант 3» учитывающий технологические ограничения и обеспечивающий прирост добычи нефти за счет перераспределения объемов закачиваемой воды между нагнетательными скважинами. По «варианту 3» прирост добычи нефти составляет 5% (8.8 тыс м3), закачка увеличивается на 22% (273 тыс м3), эффективность заводнения составляет 12% (на 2% ниже базового варианта). Список литературы [0] Thiele, M.R., Batycky, R.P.: “Water Injection Optimization Using a Streamline-Based Workflow”. Paper SPE 84080 presented at the SPE Annual technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, U.S.A., 5-8 October 2003. [0] Grinestaff, G.H.: “Waterflood Pattern Allocations: Quantifying the Injector to Producer Relationship with Streamline Simulation”, paper SPE 54616 presented at presentation at the 1999 SPE Western Regional Meeting held in Anchorage, Alaska, 26–28 May 1999. [0] Samier, P., Quettier, L. and Thiele, M.: “Applications of Streamline Simulations to Reservoir Studies”, SPE 78883, 2002. [0] Lolomari T., Bratvedt K., et al.: “The Use of Streamline Simulation in Reservoir Management: Methodology and Case Studies”, Paper SPE 63157 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, 1–4 October 2000. [0] Kostyuchenko, S.V., Zimin, S.V.: “Waterflooding Efficiency Quantitative Analysis Based on Streamline Models”, “Neftyanoe Khozyajstvo” Magazin, January 2005.