Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах

Розглянуто можливість освоєння забалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах. Описано алгоритм і програмне забезпечення для оброблення і аналізу геолого-промислових даних за кривими падіння вибійного тиску під час багатоциклової дії на пласти зростаючими репресіями. Зазначено, що використанн...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2016
Автори:	Лозинський, О.Є., Лозинський, В.О.
Формат:	Стаття
Мова:	Ukrainian
Опубліковано:	Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України 2016
Назва видання:	Геоінформатика
Теми:	Теорія та практика оптимізації освоєння природних ресурсів
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/144695
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах / О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський // Геоінформатика. — 2016. — № 4. — С. 5-12. — Бібліогр.: 11 назв. — укр.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-144695
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-1446952019-01-02T01:23:08Z Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах Лозинський, О.Є. Лозинський, В.О. Теорія та практика оптимізації освоєння природних ресурсів Розглянуто можливість освоєння забалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах. Описано алгоритм і програмне забезпечення для оброблення і аналізу геолого-промислових даних за кривими падіння вибійного тиску під час багатоциклової дії на пласти зростаючими репресіями. Зазначено, що використання розробленої комп’ютерної технології може забезпечити накопичення, зберігання, оброблення і відтворення об’єктивної геолого-промислової інформації та прийняття обгрунтованого рішення про проведення заходів щодо збільшення продуктивності нафтоносних пластів, а в результаті – переведення забалансових запасів у зоні дренування свердловин у балансові та збільшення загального видобутку нафти на родовищі. Рассмотрена возможность освоения забалансовых запасов нефти в малопродуктивных пластах. Описаны алгоритм и программное обеспечение для обработки и анализа геолого-промысловых данных по кривым падения забойного давления при многоцикловом воздействии на пласты нарастающими репрессиями. Отмечено, что использование разработанной компьютерной технологии может обеспечить накопление, хранение, обработку, воспроизведение объективной геолого-промысловой информации и принятие обоснованного решения о проведении мероприятий по увеличению производительности нефтеносных пластов, а в итоге перевод забалансовых запасов в зоне дренирования скважин в балансовые и увеличение общей добычи нефти на месторождении. Purpose. The authors had a task to create an algorithm and an accessible for end customers modern computer program able to make decisions on the clarification of the geological factors which limit inflow of petroleum in the suspended wells draining off-balance stocks in productive layers; and to increase the productivity of layers. Design/methodology/approach. To estimate prospects to increase the productivity of mining holes with the non-commercial inflow of petroleum due to additional channels of influx from layers in a mining hole, it is necessary to conduct experimental works to obtain information on the technological possibility of layers hydraulic fracturing depending on the possibility of a concrete mining hole size of pressure of liquid inflating; presence and size of changes in the hydraulic permeability of layers and near well bore at different values of supply pressure; the expected increase of the productivity of a mining hole while maintaining channels of filtration fixed at liquid inflating in the layers. It is feasible to obtain this information on condition the mining holes are studied by inflating liquid in to the layers with the gradual increase of supply pressure. Findings. We suggest describing the drop of pressure at the well bore in multi-cycle research with an equation connecting pressure at the moment of closing the mining hole to register drawdown pressure curve with a complex parameter which includes aggregated volume of liquid inflating in to the layers before the mining hole closing, time duration of liquid inflating in to layers, duration of time from the beginning of the liquid inflating in to layers to the moment of time after stopping the inflating, and the coefficient of hydraulic permeability of the layer in any loop of research. Practical value/implications. The created method and computer technology can permit to accumulate, store, process and recreate objective geological information and to make grounded decisions on measures to increase the productivity of petroleum containing layers, and as a result, to move the off-balance sheet supplies in the areas of wells draining to the balance ones and increase the total production of petroleum of a deposit. 2016 Article Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах / О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський // Геоінформатика. — 2016. — № 4. — С. 5-12. — Бібліогр.: 11 назв. — укр. 1684-2189 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/144695 681.1:622.323 uk Геоінформатика Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
topic	Теорія та практика оптимізації освоєння природних ресурсів Теорія та практика оптимізації освоєння природних ресурсів
spellingShingle	Теорія та практика оптимізації освоєння природних ресурсів Теорія та практика оптимізації освоєння природних ресурсів Лозинський, О.Є. Лозинський, В.О. Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах Геоінформатика
description	Розглянуто можливість освоєння забалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах. Описано алгоритм і програмне забезпечення для оброблення і аналізу геолого-промислових даних за кривими падіння вибійного тиску під час багатоциклової дії на пласти зростаючими репресіями. Зазначено, що використання розробленої комп’ютерної технології може забезпечити накопичення, зберігання, оброблення і відтворення об’єктивної геолого-промислової інформації та прийняття обгрунтованого рішення про проведення заходів щодо збільшення продуктивності нафтоносних пластів, а в результаті – переведення забалансових запасів у зоні дренування свердловин у балансові та збільшення загального видобутку нафти на родовищі.
format	Article
author	Лозинський, О.Є. Лозинський, В.О.
author_facet	Лозинський, О.Є. Лозинський, В.О.
author_sort	Лозинський, О.Є.
title	Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах
title_short	Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах
title_full	Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах
title_fullStr	Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах
title_full_unstemmed	Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах
title_sort	алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах
publisher	Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України
publishDate	2016
topic_facet	Теорія та практика оптимізації освоєння природних ресурсів
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/144695
citation_txt	Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах / О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський // Геоінформатика. — 2016. — № 4. — С. 5-12. — Бібліогр.: 11 назв. — укр.
series	Геоінформатика
work_keys_str_mv	AT lozinsʹkijoê algoritmíprogramnezabezpečennâdlâocínkiosvoûvanostípozabalansovihzapasívnaftivmaloproduktivnihplastah AT lozinsʹkijvo algoritmíprogramnezabezpečennâdlâocínkiosvoûvanostípozabalansovihzapasívnaftivmaloproduktivnihplastah
first_indexed	2025-07-10T19:54:51Z
last_indexed	2025-07-10T19:54:51Z
_version_	1837291067272069120
fulltext	5ISSN 1684-2189 ГЕОІНФОРМАТИКА, 2016, № 4 (60) © О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський У сучасних умовах розвитку ринкової економіки до надрокористування висувають підвищені вимоги. В Україні значну частину запасів нафти і газу нині не освоюють, оскільки вони віднесені до позаба- лансових унаслідок незначних припливів свердло- винної продукції, які є недостатніми для організації промислового освоєння. Крім того, невеликий при- плив нафти до свердловин не дає змоги достовірно інтерпретувати результати гідродинамічних дослі- джень і визначати особливості будови та поширення колекторів у зоні впливу цих свердловин. Відтак вони законсервовані, а утримання і технічне об- слуговування їх завдає чималих збитків. На розв’язання цих проблем спрямовані чис- ленні праці вітчизняних і закордонних дослідників, зокрема В.С. Бойка [1, 2], C.Н. Закірова [4] та ін. Вони заклали теоретичні засади для моделювання пластових систем і прогнозування показників роз- робки на основі математичних моделей. Реальні пласти, які є неоднорідними через їх колекторні властивості за площею і товщиною, переважно розглядають як однорідні в межах зон дренування свердловинами, що звужує можливості детально досліджувати як привибійну зону пласта, так і від- даленішу від вибою зону. Автори праць [9, 10] створили графоаналітичні методики, у яких враховано неоднорідність пластів у зоні дренування свердловиною, проте ці методи- ки на той час виявилися дуже трудомісткими, на- лежним чином не забезпеченими доступними для промисловиків програмними засобами, а тому не увійшли у повсякденну практику дослідження та освоєння свердловин і нафтоносних пластів. Тому перед авторами цієї статті постало завдан- ня створити методику, цифрові моделі, алгоритм і УДК 681.1:622.323 Алгоритм і прогрАмне зАбезпечення для оцінки освоювАності позАбАлАнсових зАпАсів нАфти в мАлопродуктивних плАстАх о.Є. лозинський, в.о. лозинський Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, вул. Карпатська, 15, м. Івано-Франківськ, 76019, Україна, e-mail: oeloz@nung.edu.ua Розглянуто можливість освоєння забалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах. Описано алго- ритм і програмне забезпечення для оброблення і аналізу геолого-промислових даних за кривими падіння вибійного тиску під час багатоциклової дії на пласти зростаючими репресіями. Зазначено, що використання розробленої комп’ютерної технології може забезпечити накопичення, зберігання, оброблення і відтворення об’єктивної геолого-промислової інформації та прийняття об´рунтованого рішення про проведення заходів щодо збільшення продуктивності нафтоносних пластів, а в результаті – переведення забалансових запасів у зоні дренування свердловин у балансові та збільшення загального видобутку нафти на родовищі. ключові слова: вибійний тиск, геологічна інформація, нафта, нафтогазоносний регіон, нафтоносний пласт, непромисловий приплив, пластовий тиск, проникність, репресія, свердловина, фільтрація. доступну для кінцевих користувачів комп’ютерну програму, які би забезпечили розв’язання таких проблем: — установлення факторів, які спричинюють непромисловий приплив нафти до законсервова- них свердловин, що дренують позабалансові запаси у продуктивних пластах; — вивчення за допомогою гідродинамічних досліджень можливості збільшити продуктивність пластів; — планування і проведення заходів щодо збіль- шення продуктивності пластів, припливу продукції до свердловин і, як наслідок, переведення позаба- лансових запасів до групи балансових та залучення їх у промислову розробку без буріння додаткових свердловин [3]. Для освоєння позабалансових запасів нафти на родовищі передусім слід виділити основні ділянки, де вони зосереджені, вибрати малодебітні добувні свердловини, які виведено з активної експлуатації через непромисловий приплив продукції. Для оцінювання перспектив підвищення про- дуктивності нафтонасичених пластів з непро- мисловим припливом продукції до свердловини, отриманим під час розкриття, потрібний аналіз особливостей залягання пластів у зоні впливу свердловини та їхніх фільтраційних характеристик у такій послідовності [7]. 1. Оцінювання факторів обмеження продук- тивності свердловини та очікуваного ступеня змен- шення негативного впливу на об’єм припливу про- дукції. 2. Оцінювання можливості створення додатко- вих каналів фільтрації у привибійній зоні сверд- ловин та підвищення гідропровідності розкритих Теорія Та пракТика опТимізації освоєння природних ресурсів 6 ISSN 1684-2189 GEOINFORMATIKA, 2016, № 4 (60) © О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський пластів у межах максимально можливої зони на- вколо свердловин. До основних факторів, які зумовлюють обме- ження об’єму припливу продукції під час освоєн- ня нафтових свердловин, належать: а) низька про- никність колекторів; б) наявність літологічних і тектонічних екранів; в) висока в’язкість нафти в пластових умовах; г) підвищені фільтраційні опо- ри у привибійній зоні свердловини через неякісне розкриття пластів [6]. Поширені варіанти характеристик нафтонаси- чених пластів, які в процесі освоєння дають не- промисловий приплив у свердловинах, наведено нижче у таблиці за матеріалами статті [6]. Для більшості варіантів розкриття пластів, які дають непромисловий приплив нафти, перспективи під- вищення продуктивності пов’язані зі створенням додаткових фільтраційних каналів у зоні дренуван- ня свердловини. Одним з ефективних способів створення в пластах додаткових каналів для припливу продукції є операція гідророзриву пластів, яка сприяє роз- ширенню наявних каналів фільтрації і створенню додаткової тріщинної проникності, насамперед у межах привибійної зони свердловини. Техноло- гія проведення такої операції полягає у нагнітан- ні в пласти рідини для підвищення тиску в порах породи-колектору до рівня гірського і вище, що забезпечує репресію, достатню для створення в пластах тріщин. Подальше нагнітання у розширені та створені тріщини пористих матеріалів переважно природного або штучного піску певної фракції має забезпечити збереження нових каналів фільтрації за зниження тиску і переходу від режиму нагнітання до режиму відбирання продукції [5]. Для оцінювання перспективності підвищен- ня продуктивності свердловин з непромисловим припливом нафти шляхом створення додаткових каналів припливу з пластів у свердловину необхід- но проведення дослідних робіт з метою одержання різної інформації, а саме: – про технологічну можливість гідророзриву пластів виходячи з допустимого для конкретної свердловини тиску нагнітання рідини; Варіант Фактори обмеження припливу Фактори сприяння збільшенню припливу Рекомендовані заходи 1. Пласти незначної про ни к- ності. Наявний скін-ефект Низька проникність ко лек- торів. Додаткові втрати де- пресії у привибійній зоні Ліквідація скін-ефекту. Створення додаткових каналів фільтрації у при вибійній зоні Обробка привибійної зони. До слідження на предмет ство- рення додаткових ка на лів для припливу 2. Пласти незначної гідро- про відності. Скін-ефект від- сутній Низька проникність ко- лекторів Створення додаткових каналів припливу Те саме 3. Пласти низької про ник- ності. Зона припливу обме- жена непроникним конту- ром Низька проникність ко- лекторів. Обмежені розмі- ри зони фільтрації Перспектив збільшен- ня припливу немає — 4. Пласти промислової про- никності. Зона припливу об- межена непроникним кон- туром. Наявний скін-ефект Додаткові фільтраційні опо- ри у привибійній зоні. Об- межені розміри зони дрену- вання Ліквідація скін-ефекту Обробка привибійної зо ни з метою підвищення проникно- с ті пластів. Періо дичний від- бір рідини у режимі від бір– на ко пичення 5. Пласти низької про ник- но сті. Наявні екрану ва ль ні тектонічні порушення Низька проникність ко лек- торів Перспектив збільшення припливу немає — 6. Пласти промислової про- никності. Наявні екра ну ва- льні порушення і скін-ефект Додаткові фільтраційні опо- ри у привибійній зо ні. Ек ра- нувальні пору шен ня Ліквідація скін-ефекту Обробка привибійної зони 7. Свердловину розміщено в обмеженій за розміром зоні погіршеної гідропровід ності Низька проникність пла с тів у обмеженій нав ко ло сверд- ловини зоні фільтрації Створення додаткових каналів припливу про- дукції в зоні зни женої проникності Дослідження на предмет ство- рення додаткових ка на лів для припливу Варіанти характеристик у разі розкриття пластів свердловинами з непромисловим припливом нафти і заходів щодо збільшення припливу The variants of geological situations within the opening of layers by wells with the non-commercial influx of petroleum and measures for the increase of influx 7ISSN 1684-2189 ГЕОІНФОРМАТИКА, 2016, № 4 (60) © О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський – про наявність гідропровідності пластів і при- вибійної зони та її змінення за різних значень тиску нагнітання; – про очікуваний приріст продуктивності сверд- ловини за умови збереження каналів фільтрації, за- фіксованих під час нагнітання в пласти рідини. Отримання зазначеної інформації є реальним під час дослідження свердловин шляхом закачу- вання у пласти рідини з поетапним підвищенням вибійного тиску. Підставою для подальшого ана- лізу є криві падіння тиску після припинення на- гнітання рідини. Для забезпечення належної якості даних необ- хідно створити певні умови і дотримуватися їх [9]. Це насамперед: – відкритість інтервалу перфорації чи фільтра; – заповнення стовбура свердловини очищеною від механічних домішок рідиною (нафтою, пласто- вою водою, конденсатом); – створення запасу рідини величиною при- близно 4–5 об’ємів стовбура свердловини; – закачування рідини в пласти з постійною ре- єстрацією тиску нагнітання і приймальності сверд- ловини. Залежно від зміни тиску і приймальності сверд- ловини в процесі нагнітання рідини в пласти можли- ві декілька варіантів продовження дослідних робіт. Варіант перший. Спостерігається стабілізація тиску на гирлі свердловини за незмінної швидко- сті роботи насосного агрегату. Після стабілізації тиску припиняють нагнітання рідини і свердлови- ну закривають для реєстрації падіння тиску. Після припинення падіння тиску поновлюють нагнітання води на більшій швидкості, а досягнувши стабіліза- ції тиску, повторюють операцію реєстрації падіння тиску з подальшим поновленням нагнітання ріди- ни у свердловину на більшій швидкості. Процес дослідження припиняють після реалізації циклу нагнітання при тиску, близькому до максимально допустимого для певної свердловини. Варіант другий. У процесі реалізації чергового циклу нагнітання фіксують поступове зменшення тиску на гирлі свердловини при незмінній швид- кості роботи насосного агрегату. В разі стабілізації тиску припиняють нагнітання і реєструють падіння тиску. Повторний цикл нагнітання проводять при більшій швидкості роботи насосного агрегату, а в разі падіння тиску нагнітання без зміни швидкості повторюють реєстрацію кривої падіння тиску. Варіант третій. У процесі реалізації циклу нагнітання при постійній швидкості нагнітання у свердловину рідини фіксують миттєве падіння тис- ку нагнітання. У цьому випадку слід припинити на- гнітання і перевірити герметичність свердловини. Варіант четвертий. Спостерігається постійне зростання тиску на гирлі свердловини при незмін- ній швидкості роботи насосного агрегата. За підви- щення тиску нагнітання до величини допустимого для певної свердловини слід припинити нагнітання і зареєструвати падіння тиску. Після дослідження свердловини нагнітанням у пласти води незалежно від отриманих результа- тів слід провести термометрію для встановлення повноти охоплення процесом фільтрації пластів в інтервалі перфорації чи фільтра [11]. На підставі об’ємів нагнітання при різних зна- ченнях тиску слід визначити: — реальну приймальність свердловини (Qпр, м3/добу): де VT — об’єм поглинутої пластами рідини, м3, за час нагнітання (T, хв); — коефіцієнт приймальності для кожного ре- жиму нагнітання (ηпр, м 3/(доба·МПа)): , де pнв — тиск нагнітання на вибої свердловини, МПа; pпл — пластовий тиск, МПа. Інформація про наявність та характер змін у фільтраційних параметрах пластів і привибійної зони під впливом перепаду тиску в пластах, створе- ного шляхом нагнітання рідини, міститься у кривих падіння тиску. Аналіз кривих падіння тиску можна провести методом Хорнера [8], відповідно до якого залеж- ність між темпом падіння тиску і фільтраційними параметрами пластів описують рівнянням , де VT — об’єм нагнітання рідини в пласти перед за- криттям свердловини, м3; T — тривалість нагнітан- ня, хв; pt — поточний тиск на момент часу (Δt, хв) після закриття свердловини; ΔT — тривалість часу від початку нагнітання рідини в пласти до моменту часу Δt після припинення нагнітання, хв. Процес дослідження пластів шляхом створення репресій може включати декілька періодів зростан- ня і падіння пластового тиску відповідно під час на- гнітання і після припинення нагнітання рідини, які послідовно змінюють один одного. Тому на процес падіння тиску в кожному наступному періоді впли- ватиме незавершений процес стабілізації тиску у попередніх періодах. У разі трициклового дослідження (рис. 1) па- діння тиску для кожного періоду описуємо такими рівняннями: — перша крива падіння тиску , – друга крива падіння тиску η , 8 ISSN 1684-2189 GEOINFORMATIKA, 2016, № 4 (60) © О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський – третя крива падіння тиску , де pit – тиск на момент часу (Δti, хв) після закриття свердловини, МПа; V1, V2, V3 – об’єми нагнітання рідини в пласти відповідно за перший, другий і третій цикли дослідження, м3; T1, T2, T3 – три- валість нагнітання в пласти рідини відповідно за перший, другий і третій цикли дослідження, хв; ΔT1, ΔT2, ΔT3 – тривалість часу від початку на- гнітання в першому, другому і третьому циклах дослідження до моменту Δti після закриття сверд- ловини для реєстрації i-ї кривої падіння тиску, хв; Δt1, Δt2, Δt3 – тривалість від початку закриття свердловини для реєстрації 1-ї, 2-ї та 3-ї кривих падіння тиску. Загальне рівняння для поточної кривої падіння тиску під час багатоциклового процесу дослідження має вигляд , де n – порядковий номер кривої падіння тиску; pnt – тиск на момент часу Δtn після закриття сверд- ловини для реєстрації n-ї кривої падіння тиску, МПа. Позначивши , отримаємо спрощений вираз для аналізу кривих падіння тиску: (1) де – коефіцієнт фільтраційного опо- ру в пластах, величина якого обернено пропорцій- на їхній гідропровідності ε. За незмінної гідропро- відності пластів у зоні впливу свердловини графік залежності pt = f (Xt) є прямолінійним (рис. 2). У разі зміни проникності чи товщини охопле- них фільтрацією пластів на шляху руху пластової рідини залежність pt = f (Xt) втрачає прямолінійний характер, а гідропровідність пластів εr, охоплених фільтрацією перед закриттям свердловини, на пев- ній відстані (r, см) від вибою становитиме . На підставі залежності (1) можна встановлювати наявність і характер змін у фільтраційних парамет- Рис. 1. Криві зміни тиску при трицикловому дослідженні Fig. 1. The curves of changes of pressure at three-cycle research Рис. 2. Залежність pt = f (Xt) за незмінної гідропровідності пластів Fig. 2. Dependence pt = f (Xt) in сase of constant hydraulic permeability of layers ; , 9ISSN 1684-2189 ГЕОІНФОРМАТИКА, 2016, № 4 (60) © О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський рах пластів під час дії на них різними за величиною репресіями. Порівняльний аналіз кривих падіння тиску у свердловині, яку закрито після створення послідовно зростаючих значень репресії на пласти, дає змогу виявити зміни фільтраційних параметрів пластів, які можуть сприяти збільшенню об’єму припливу продукції під час освоєння свердловини. На рис. 3 представлено графіки падіння тис- ку p(t) = f (Xt) для чотирьох моделей поведінки системи “свердловина – пласт” за дії на пласти наростаючими репресіями у три цикли. Кожна мо- дель характеризується набором трьох кривих па- діння тиску 1–3, які відповідають трьом режимам нагнітання за проміжки часу T1, T2, T3 при тисках нагнітання p1, p2, p3 (p3 > p2 > p1). Варіант 1 (рис. 3, а). Характер залежності p(t) = f (Xt) при збільшенні тиску нагнітання свід- чить про підвищення гідропровідності пластів у ближній до свердловини зоні радіусом r. Варіант 2 (рис. 3, б). Характер залежності p(t) = f (Xt) після другого і третього режимів на- гнітання рідини в пласти свідчить про підвищення гідропровідності пластів як у ближній, так і у відда- леній зоні фільтрації. При цьому максимальне під- вищення досягається за тиску нагнітання p3. Збіль- шення гідропровідності у віддаленій зоні є ознакою приєднання до процесу фільтрації тієї частини по- рових каналів, які не були охоплені фільтрацією на попередніх режимах нагнітання, а підвищення гідропровідності у ближній зоні свідчить про ство- рення додаткових каналів фільтрації при збільшен- ні тиску нагнітання. Варіант 3 (рис. 3, в). Характер залежності p(t) = f (Xt) при зростаючих значеннях тиску на- гнітання рідини в пласти є ознакою підвищення гідропровідності. При цьому гідропровідність збіль- шується як у ближній, так і у віддаленій зоні впливу свердловини, що є ознакою освоєння зони, яка не була охоплена процесом фільтрації. Варіант 4 (рис. 3, г). Залежності p(t) = f (Xt) для графіків падіння тиску після створення нарос- таючих репресій на пласти близькі за характером, що є ознакою відсутності істотних змін у гідро- провідності. Такий характер змін свідчить про від- сутність перспектив створення додаткових каналів фільтрації в пластах за дії на них репресіями в межах досягнутих значень. З метою оцінювання можливості створення у малодебітних пластах додаткових каналів фільтрації для збільшення припливу продукції рекомендуєть- ся застосувати розроблену авторами методику до- слідження свердловин шляхом дії на пласти зрос- таючими репресіями з реєстрацією кривих падіння вибійного тиску і приведенням кривих до спеціаль- них координат (p(t), Xt) за допомогою авторського спеціалізованого програмно-методичного комплек- су Repro. Нижче перелічено основні можливості, які надає програма Repro: — аналіз різних моделей нафтоносних пластів, розкритих свердловиною, та вибір моделі, яка є Рис. 3. Падіння тиску під час дії на пласти зростаючими репресіями Fig. 3. Falling of pressure at operating on layers by growing repressions 10 ISSN 1684-2189 GEOINFORMATIKA, 2016, № 4 (60) © О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський найбільш відповідною до фактичних промислових даних; — виявлення можливості стійкого поліпшення фільтраційної здатності пластів за дії на них різни- ми перепадами тиску; — встановлення можливості та ступеня збіль- шення припливу за збільшення фільтраційної здат- ності низькопроникних пластів; — оцінювання можливості освоєння позаба- лансових запасів нафти; — формування і зберігання бази первинних даних про результати гідродинамічних досліджень для кож- ної свердловини родовища у різні періоди роботи. При проектуванні бази даних було враховано, що під час досліджень свердловин на різних режи- мах реєструють відновлення або падіння вибійного тиску до пластового після зупинення свердловини у вигляді табличних відношень (тобто реєструють реляційні зв’язки) [8]. Основними полями таблиці бази даних є вибійний тиск pв і час t, що минув після зупинення свердловини. Комп’ютерна програма містить три функціо- нальні блоки – вступний, блок роботи з даними, блок роботи з довідниками. Вступний блок програми виконує функцію презентації програми (демонстрації початкового екрану Welcome) та контролю доступу до функцій програми. Контроль доступу здійснюється за допо- могою вибору режиму роботи — режим перегляду або повнофункціональний режим змін. У режимі перегляду користувач може переглядати всі бази даних, будувати діаграми, розраховувати параме- три пластів за цими даними. Вводити свої дані або змінювати у цьому режимі неможливо, оскільки всі дані відкриваються із захистом від змін. По- внофункціональний режим роботи з програмою допускається лише тоді, коли користувач вибирає режим зміни бази даних і підтверджує право на такий режим роботи введенням паролю. Пароль у програмі зашифрований, щоби його неможливо було відтворити. Після відпрацювання вступного блока програ- ми активізують два інші блоки. Блок роботи з да- ними містить такі процедури: — вибір родовища та свердловини з випадних меню; — введення дати випробування свердловини; — введення або перегляд результатів випробу- вань на певну дату досліджень; — вибір методу досліджень (відновлення чи па- діння тиску); — вибір геологічної моделі пластів за діаграмою відновлення (падіння) тиску візуальним порівнян- ням фактичної та модельної кривих; — розрахунок фільтраційних параметрів пластів відповідно до вибраної моделі; — виведення висновку щодо перспективи збіль- шення припливу продукції у свердловину. Блок роботи з довідниками призначений для формування довідників родовищ і свердловин. З цих довідників утворюють випадні меню для вибо- ру родовищ та свердловин у блоці роботи з даними. Коди вибраних родовищ та назви свердловин за- писують у базу вихідних промислових даних для подальшого моделювання системи “свердловина– пласт”. Під час роботи з довідниками особливу ува- гу приділяють контролю унікальності кодів родо- вищ і назв свердловин, що є необхідною умовою коректної роботи всієї програми. Якщо користувач уведе в довідник код, який вже міститься в ньому, то програма блокує вихід з довідника доти, доки не буде виправлено код або вилучено запис. Для по- легшення пошуку неунікальних кодів передбачено кнопку впорядкування довідників за кодами родо- вищ і назв свердловин. На прикладі св. 1-Черленська (Черленська пло- ща Долинського НГПР) покажемо, як за допомо- гою цієї методики та її програмної реалізації на ПК можна оцінити перспективи збільшення продук- тивності нафтової свердловини і освоєння дрено- ваних нею запасів нафти. Під час освоєння з на- фтоносного горизонту одержано приплив продукції 2 м3/добу, який вважається непромисловим. Відпо- відно до цього, дреновані свердловиною запаси на- фти були спочатку зараховані до позабалансових. Дослідження свердловини щодо можливості збіль- шення припливу проводили методом двоциклового нагнітання рідини в пласт і реєстрації вибійного тиску. Тривалість нагнітання в першому циклі ста- новила 16 хв за тиску на вибої 5,5 МПа, тривалість падіння вибійного тиску — 44 хв до 2,25 МПа. У другому циклі рідину нагнітали 12 хв за тиску 9,5 МПа, а тривалість падіння вибійного тиску ста- новила 28 хв до 4,5 МПа. За фактичними даними вибійного тиску p і часу t програма розрахувала значення параметра Xt і побу- дувала криві зміни вибійного тиску в координатах (p, t) і (p, Xt) (рис. 4). Характер кривих зміни тиску в координатах (p, Xt) — нахил другої кривої більший за нахил пер- шої — свідчить про те, що для цієї свердловини існують перспективи збільшення припливу про- дукції. З цією метою необхідно створити додаткові канали фільтрації як у привибійній, так і у віддале- ній зонах пласта за допомогою нагнітання рідини в пласт і подальшого закріплення утворених каналів (наприклад, способом гідророзриву пласта). Отже, розроблений програмно-методичний комплекс для дослідження свердловин із непро- мисловим об’ємом припливу продукції дає змогу з використанням фактичних промислових даних визначити фільтраційні параметри та особливос- ті залягання розкритих пластів, установити наяв- ність і характер впливу обмежувальних факторів на об’єм припливу продукції, виконати аналіз даних щодо випробування пластів з метою прогнозуван- 11ISSN 1684-2189 ГЕОІНФОРМАТИКА, 2016, № 4 (60) © О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський ня перспектив для збільшення об’єму припливу. У свою чергу, збільшення об’єму припливу про- дукції до малопродуктивних свердловин сприятиме включенню раніше позабалансових запасів нафти, що містяться у зонах пластів, дренованих такими свердловинами, до загального балансу і відчутному збільшенню видобутку нафти на родовищі. 1. Бойко В.С. Підземна гідрогазомеханіка / В.С. Бойко, Р.В. Бойко. – Львів: Апріорі, 2006. – 450 с. 2. Бойко В.С. Проектування розробки нафтових родо- вищ / В.С. Бойко. – Івано-Франківськ: Нова зоря, 2012. – 588 с. 3. Бойко В.С. Технологія розробки нафтових родовиш / В.С. Бой ко. – Івано-Франківськ: Нова зоря, 2011. – 509 с. 4. Закиров С.Н. Новые принципы и методы разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров [и др.]. – Ижевск: ИКИ, 2009. – 484 с. 5. Каневская Р.Д. Математическое моделирование раз- работки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта / Р.Д. Каневская. – М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. – 212 с. 6. Лозинський В.О. Гідродинамічні моделі малопродук- тивних нафтонасичених пластів / В.О. Лозинський, О.Є. Ло зинський, Г.О. Жученко // Розвідка та роз- робка нафтових і газових родовищ. – 2008. – № 2. – С. 61–63. 7. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтя- ных месторождений / В.Д. Лысенко. – М.: Недра- Бизнесцентр, 2000. – 516 с. 8. Мислюк М.А. Моделювання явищ і процесів у нафто- газопромисловій справі / М.А. Мислюк, Ю.О. Зару- бін. – Івано-Франківськ: Екор, 1999. – 496 с. 9. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД / Р.Г. Ша- ги ев. – М.: Наука, 1998. – 144 с. 10. Green D.W. Enhanced Oil Recovery / D.W. Green, G.P. Willhite. – Texas: Richardson, 1998. – 204 p. 11. Tarek A. Reservoir engeneering / A. Tarek. – Bombei: Gulg Professional Publishing, 2001. – 1016 p. Надійшла до редакції 18.05.2016 р. Рис. 4. Криві зміни вибійного тиску в св. 1-Черленська Fig. 4. The curves of changes of pressure in 1-Cherlenska well 12 ISSN 1684-2189 GEOINFORMATIKA, 2016, № 4 (60) © О.Є. Лозинський, В.О. Лозинський Алгоритм и прогрАммное обеспечение для оценки освАивАемости зАбАлАнсовых зАпАсов нефти в мАлопродуктивных плАстАх О.Е. Лозинский, В.О. Лозинский Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, ул. Карпатская, 15, г. Ивано-Франковск, 76019, Украина, e-mail: oeloz@nung.edu.ua Рассмотрена возможность освоения забалансовых запасов нефти в малопродуктивных пластах. Описаны алгоритм и программное обеспечение для обработки и анализа геолого-промысловых данных по кривым падения забойного давления при многоцикловом воздействии на пласты нарастающими репрессиями. Отмечено, что использование разработанной компьютерной технологии может обеспечить накопление, хранение, обработку, воспроизведение объективной геолого-промысловой информации и принятие обоснованного решения о проведении мероприятий по увеличению производительности нефтеносных пластов, а в итоге перевод забалансовых запасов в зоне дренирования скважин в балансовые и увеличение общей добычи нефти на месторождении. ключевые слова: геологическая информация, забойное давление, непромысловый приток, нефтегазоносный регион, нефтеносный пласт, нефть, пластовое давление, проницаемость, репрессия, скважина, фильтрация. AN ALGORITHM AND SOFTWARE TO ESTIMATE THE DEVELOPMENT OF OFF-BALANCE PETROLEUM SHEET RESERVES IN UNPRODUCTIVE LAYERS O.E. Lozynskyi, V.O. Lozynskyi Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, 15, Karpatska Str., Ivano-Frankivsk, 76019, Ukraine, e-mail: oeloz@nung.edu.ua Purpose. The authors had a task to create an algorithm and an accessible for end customers modern computer program able to make decisions on the clarification of the geological factors which limit inflow of petroleum in the suspended wells draining off-balance stocks in productive layers; and to increase the productivity of layers. Design/methodology/approach. To estimate prospects to increase the productivity of mining holes with the non-commercial inflow of petroleum due to additional channels of influx from layers in a mining hole, it is necessary to conduct experimental works to obtain information on the technological possibility of layers hydraulic fracturing depending on the possibility of a concrete mining hole size of pressure of liquid inflating; presence and size of changes in the hydraulic permeability of layers and near well bore at different values of supply pressure; the expected increase of the productivity of a mining hole while maintaining channels of filtration fixed at liquid inflating in the layers. It is feasible to obtain this information on condition the mining holes are studied by inflating liquid in to the layers with the gradual increase of supply pressure. Findings. We suggest describing the drop of pressure at the well bore in multi-cycle research with an equation connect- ing pressure at the moment of closing the mining hole to register drawdown pressure curve with a complex parameter which includes aggregated volume of liquid inflating in to the layers before the mining hole closing, time duration of liquid inflating in to layers, duration of time from the beginning of the liquid inflating in to layers to the moment of time after stopping the inflating, and the coefficient of hydraulic permeability of the layer in any loop of research. Practical value/implications. The created method and computer technology can permit to accumulate, store, process and recreate objective geological information and to make grounded decisions on measures to increase the productivity of petroleum containing layers, and as a result, to move the off-balance sheet supplies in the areas of wells draining to the balance ones and increase the total production of petroleum of a deposit. Keywords: filtering, geological information, lean flow, oil and gas region, permeability, petroleum, petroleum reser- voirs, repression, reservoir pressure, slaughter pressure, well. References: 1. Boiko V.S., Boiko R.V. Pidzemna hidrohazomekhanika. Lviv, Apriori, 2006, pp. 1-450 (in Ukrainian). 2. Boiko V.S. Proektuvannia rozrobky naftovykh rodovyshch. Ivano-Frankivsk, Nova zoria, 2012, pp. 1-588 (in Ukrainian). 3. Boiko V.S. Tekhnolohiia rozrobky naftovykh rodovyshch. Ivano-Frankivsk, Nova zoria, 2011, pp. 1-509 (in Ukrainian). 4. Zakirov S.N. Novye printsipy i metody razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza. Izhevsk, IKI, 2009, pp. 1-484 (in Russian). 5. Kanevskaya R.D. Matematicheskoe modelirovanie razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza s primeneniem gidravlicheskogo razryva plasta. Moskva, Nedra-Biznestsentr, 1999, pp. 1-212 (in Russian). 6. Lozynskyi V.O., Lozynskyi O.Ye., Zhuchenko H.O. Hidrodynamichni modeli maloproduktyvnykh naftonasychenykh plastiv. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch, 2008, vol. 2, pp. 61-63 (in Ukrainian). 7. Lysenko V.D. Innovatsionnaya razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy. Moskva, Nedra-Biznestsentr, 2000, pp. 1-516 (in Russian). 8. Mysliuk M.A., Zarubin Yu.O. Modeliuvannia yavyshch i protsesiv u naftohazopromyslovii spravi. Ivano-Frankivsk, Ekor, 1999, pp. 1-496 (in Ukrainian). 9. Shagiev R.G. Issledovanie skvazhin po KVD. Moskva, Nauka, 1998, pp. 1-144 (in Russian). 10. Green D.W., Willhite G.P. Enhanced Oil Recovery. Texas, Richardson, 1998, pp. 1-204. 11. Tarek A. Reservoir engeneering. Bombei, Gulg Professional Publishing, 2001, pp. 1-1016. Received 18/05/2016

Алгоритм і програмне забезпечення для оцінки освоюваності позабалансових запасів нафти в малопродуктивних пластах

Репозитарії

Схожі ресурси