Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения"

На правах рукописи

ЗАКИЕВ БУЛАТ ФЛУСОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Щ] 2015

Бугульма- 2015

005570836

005570836

Работа выполнена в Нефтегазодобывающем управлении «Альметьевнефть» Открытого акционерного общества «Татнефть» имени В.Д. Шашина

Научный руководитель: доктор технических наук

Насыбуллин Арслан Валерьевич

Официальные оппоненты: Хайруллин Мухамсд Хильмиевич

доктор технических наук, профессор, Институт механики и машиностроения Казанского научного центра РАН, лаборатория подземной гидродинамики, заведующий лабораторией

Мирсаитов Ринат Габдрауфович

кандидат физико-математических наук, ОАО «СМП-Нефтегаз», отдел геологии и разработки месторождений, ведущий геолог

Ведущая организация: ГАНУ «Институт нефтегазовых

технологий и новых материалов» Республики Башкортостан» (г. Уфа)

Защита диссертации состоится 10 сентября 2015 года в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти www.tatnipi.ru

Автореферат диссертации разослан

«15» июля 2015 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета

Львова Ирина Вячеславовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В настоящее время основные нефтяные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, которые характеризуются наличием обширных заводненных зон пластов. Запасы нефти таких месторождений локализованы в отдельных линзах, тупиковых и застойных зонах. Для выработки этих запасов наряду с физико-химическими методами увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти широко применяются гидродинамические методы, такие как: форсированный отбор жидкости, нестационарное заводнение, смена направления фильтрационных потоков. К числу гидродинамических методов относится также метод оперативного управления режимами работы скважин. Для месторождений на поздней стадии разработки основной целью его применения является снижение обводнённости продукции. Для эффективного применения данного метода необходимо знать взаимовлияние систем добывающих и нагнетательных скважин.

Условия разработки требуют постоянного развития системы заводнения, роста количества объектов поддержания пластового давления. Эффективность управления при этом зависит от качества информации по параметрам эксплуатации этих объектов, а также полноты ее использования. Однако, из-за резкого увеличения массива данных, поступающих технологу, геологу по системе телеметрии, растет риск неэффективного использования информации. Требуется создание методов оперативного управления массивами данных по параметрам работы скважин.

В связи с этим исследования, позволяющие установить количественно и качественно связь между изменением режима работы нагнетательной скважины с изменениями параметров эксплуатации добывающих скважин и факторами, влияющими на эффективность разработки, являются актуальной задачей, стоящей перед нефтяной промышленностью.

Степень разработанности темы. Для эффективного регулирования работы скважин на поздней стадии разработки необходимо учитывать их интерференцию. Научные основы в описании и решении задач интерференции • скважин заложены трудами геологов Н. Т. Линдтропа, Н. М. Карпенко, профессоров В.Н. Щелкачёва и Г.Б. Пыхачева. Широкое развитие практика

решения задач управления, подземной гидромеханики получила благодаря трудам Г.И. Баренблатта, К.С. Басниева, Ю.П. Желтова, Б.Б. Лапука, Г.Д. Розенберга. Значительный вклад в развитие теоретических и практических основ управления разработкой внесли Р.Г. Абдулмазитов, А.Г. Гаврилов, Р.Н. Дияшев, В.А. Иктисанов, В.Г. Лейбсон, В.Д. Лысенко, Р.Г. Мирсаитов, Р.Х. Муслимов, H.H. Непримеров, М.Н. Овчинников, Э.И. Сулейманов, Р.Т. Фазлыев, P.P. Фаррахова, М.Х. Хайруллин, Р.Б. Хисамов, P.C. Хисамов, А.М Шавалиев. Однако, в трудах этих учёных не рассматриваются вопросы управления режимами работы скважин на основе данных о параметрах эксплуатации скважин высокой дискретности. С учётом этого, перспективным направлением исследований является разработка методов определения и уточнения значений характеристик пласта и установление на этой основе взаимовлияния скважин с целью выработки эффективных решений по управлению разработкой нефтяного месторождения.

Цель работы. Повышение эффективности управления разработкой нефтяных месторождений на поздней стадии путем оптимизации режимов работы скважин на примере 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.

Основные задачи исследований.

1. Разработка алгоритмов обработки оперативных данных для определения связей между различными параметрами эксплуатации скважин, получаемых в динамике с системы телеметрии, создание математического аппарата, позволяющего выразить количественно и качественно связь между ними.

2. Изучение интерференции скважин, установление взаимовлияния скважин с применением математических моделей.

3. Разработка метода и алгоритма идентификации гидродинамических параметров пластов в режиме нормальной эксплуатации скважин.

4. Расчет гидропроводностей пласта в межскважинных областях путем применения системы уравнений материального баланса на исторических данных.

5. Разработка алгоритма установления рангов коэффициента взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на нейросетевых моделях.

6. Проведение экспериментальной проверки эффективности предложенных в работе методов и алгоритмов.

7. Разработка системы принятия решений по оптимизации режимов работы скважин и оценка эффективность ее функционирования на основе созданной постоянно действующей технологической модели 3 блока Березовской площади.

Научная новизна.

1. Разработана обобщенная нейросетевая модель на двуслойных картах Кохонена, позволяющая вычислять ранги коэффициентов взаимовлияния в системе скважин при разработке нефтяных пластов заводнением.

2. Предложено решение задачи идентификации гидропроводности пласта по данным замеров дебитов добывающих скважин и забойного давления.

3. Выявлено, локализовано и количественно оценено текущее взаимовлияние в системе нагнетательных и добывающих скважин на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения.

4. На основе нейросетевой модели установлено преимущественное направление фильтрационных потоков на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения, ориентированное по линии СЗ-ЮВ.

Теоретическая и практическая значимость работы.

1. На основе предложенной автором модели расчетным путем получены значения и построены карты гидропроводности пласта с указанием направления фильтрационных потоков по 3 блоку Березовской площади Ромашкинского месторождения.

2. Разработан алгоритм обработки сигналов параметров работы скважин для определения их взаимовлияния.

3. Установлены величины непроизводительной закачки воды по скважинам 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.

4. Предложен способ разработки нефтяного месторождения на основе управления режимами работы скважин по данным телеметрии в реальном времени (патент РФ № 2540718).

5. Предложена система принятия решения для регулирования заводнения на основе информации по закачке пластовой воды, эксплуатации добывающих скважин с нестабильным пластовым давлением в режиме заданных забойных давлений с дополнительным контролем их дебитов.

6. Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических решений в разработке, а также в качестве инженерно-технологических методик при выборе и прогнозировании эффективности нестационарного воздействия на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения. От внедрения разработанных рекомендаций получен экономический эффект в сумме 6345 тыс. руб.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач основано на использовании современных методов обработки информации высокой дискретности, получаемой с автоматизированных систем управления технологическими процессами, использовании методов математического моделирования процессов взаимовлияния скважин при их работе, обобщении разработанных рекомендаций и проведении промышленных испытаний предлагаемых решений.

Основные защищаемые положения.

1. Методика определения рангов коэффициентов взаимовлияния в системе скважин при разработке пластов заводнением, основанная на нейросетевой модели.

2. Кусочно-постоянная двумерная гидродинамическая модель нефтяного пласта на примере 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения.

3. Алгоритм идентификации гидропроводности, основанный на минимизации функционала, определяющего степень близости фактических и расчетных пластовых давлений.

4. Технология управления разработкой нефтяного месторождения при выборе режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с учётом их взаимовлияния в динамике.

Достоверность результатов. Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа и апробации полученных рекомендаций в промысловых условиях.

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на Международной научно-практической

конференции «Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа» (г. Казань, 2010 г.), годичном собрании Волго-Камского отделения РАЕН (г. Альметьевск, 2011 г.), 10 Международной практической конференции «Механизированная добыча» (г. Москва, 2013), семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2014 г.), семинаре «Интеллектуальное месторождение: инновационные технологии от скважины до магистральной трубы» (г. Сочи, 2014 г.), семинаре «Поддержание пластового давления 2015» (г. Казань, 2015 г.), научной сессии Альметьевского государственного нефтяного института (г. Альметьевск, 2015 г.), на совещаниях и научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2013-2015 гг.), 12 международной практической конференции «Механизированная добыча» (г. Москва, 2015), V Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (г. Уфа, 2015).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 5 статей в ведущих рецензируемых научных журналах по списку ВАК РФ, 1 патент РФ на изобретение. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка и решение задач, анализ полученных результатов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы из 133 наименований. Объем работы составляет 141 страницу, в том числе 69 рисунков, 6 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность тематики работы, ее цель, формулируются основные задачи исследования и методы их решения, приводятся научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе проведен анализ современного состояния изученности по вопросам управления разработкой нефтяных месторождений путем оптимизации режимов работы скважин.

Основой эффективного управления разработкой месторождений, изменениями режимов работы добывающих и нагнетательных скважин являются знания о движении нефти, газа и воды в пластах, а также изменениях параметров работы скважин участка при их остановке и запуске.

Подъём нефти, воды и газа на поверхность, при любом способе эксплуатации месторождения, обеспечивается движением их в горной породе. По этой причине знания теоретических основ механизма фильтрации через породу в пласте дают возможность обоснованного решения задачи технологии нефтеизвлечения, оптимального выбора режима эксплуатации скважин, которые для текущих пластовых условий были бы эффективны и, в тоже время, обеспечивали бы требуемые экономические показатели

Обзор исследований в названной области показал, что газонефтеносный пласт следует рассматривать как гидравлически связанную систему. Наблюдения за явлением интерференции скважин во многом содействовали пониманию, что современный подход к исследованию скважин и установлению правильного режима их работы не рассматривается вне связи с изучением режима нефтяных залежей в целом. Поэтому для получения корректных решений при разработке месторождений в расчетах фильтрации рассматривается множество скважин, размещённых по определённым схемам на площади нефтегазоносности. Решение гидродинамических задач ведёт к необходимости расчёта дебита при известных забойных давлениях скважин, или наоборот, забойных давлений при известных дебитах. В решении таких задач необходимо учитывать взаимовлияние скважин друг на друга - интерференцию скважин.

Поэтому, решая задачи и обеспечения наиболее полного и реального описания процессов, происходящих на месторождениях нефти, необходимо рассмотреть постановку и решение задачи с учетом того, что одновременно работают не одна, а группы скважин.

Во второй главе приведено описание текущего состояния объекта исследований - 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.

Березовская площадь Ромашкинского месторождения территориально расположена на Юго-Востоке республики Татарстан и является краевой площадью Ромашкинского месторождения. Северная и западная её границы проходят по внешнему контуру нефтеносности Ромашкинского месторождения. 3-й блок Березовской площади - это многопластовый объект. В разрезе пласта Д1 пашийского горизонта выделяются до 6 пластов: «а», «61», «62», «63», «в» и «гд». Все объекты разработки представлены различными по насыщенности

коллекторами и эксплуатируются различным числом скважин. В терригенных отложениях кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона, а также бобриковского горизонта нижнего карбона сосредоточены основные промышленные запасы объекта разработки.

Коллекторские свойства продуктивных отложений 3 блока Березовской пощади характеризуются следующими средневзвешенными по толщине величинами: пористость - 0,21 доли ед., проницаемость - 0,66 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности - 0,8 доли ед. В разрезе пластов средневзвешенные значения коэффициентов проницаемости, пористости и нефтенасыщенности отличаются между собой незначительно.

Пластовое давление по 3-му блоку характеризуется более низкими значениями 14,8 МПа в сравнении в целом по Березовской площади - 15,4 МПа, а также более низкими темпами отбора 4,5%, при достигнутом КИН - 0,367% и общей вырабатонностью запасов 69 %. Текущая обводнённость составляет 67 %. Доля остаточных извлекаемых запасов на блоке составляет до 40% от общих по площади

В 2009 году в НГДУ «Альметьевнефть» произведен дифференциальный геолого-промысловый анализ состояния разработки 3 блока Березовской площади. При выполнении данной работы проанализированы по всему фонду скважин пластовые и забойные давления, построены карты изобар, определены расчетные направления и скорости фильтрации, построены карты остаточной нефтенасыщенности. Однако полученные данные не позволили полноценно уточнить практическое взаимовлияние скважин.

Исходя из установленного взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин потребовалось уточнение степени влияния по 56 нагнетательным и 75 добывающим скважинам.

Несмотря на изученность объекта разработки, информативность и полноту данных по объекту, реальные представления по интерференции скважин отсутствовали. Более того существовала проблема выработки оптимальных решений по режиму эксплуатации нагнетательных скважин, с учётом эффективности разработки и минимизации затрат на систему ППД. Имея высокую степень автоматизации и контролируя объёмы закачки по скважинам, на практике

часто имели место ложные представления о фактической направленности воздействия. Представления об интерференции складываются на практике, как правило, по реакции добывающих скважин на возмущение. Однако, интерпретация причин и объяснение характера и направленности этой динамики не всегда могут быть найдены. Существует проблема качественной обработки имеющейся информации и выработки решений по управлению закачкой на основе знаний интерференции скважин.

В третьей главе приведены результаты теоретических и экспериментальных исследований. Для этих целей была создана модель, в основу определения интерференции скважин которого заложены принципы сравнения схожести сигналов по амплитуде колебания, по их величине, а также времени реакции. Для получения коэффициентов схожести сигналов в исследованиях используется алгоритм однонаправленной самоорганизующейся карты Кохонена. Пусть t — номер итерации (инициализация соответствует номеру 0).

• Выбираем произвольное наблюдение x(t) из множества входных данных.

• Находим расстояния от него до векторов веса всех узлов карты Кохонена и определяем ближайший по весу узел Mc{t). Это узел «победитель» (Winner). Условие, которому удовлетворяет узел «победитель» Mc(t):

\\х(0-тс(0\\<\\х(0-т,(1)\\, (1)

для любого »', (О , где м, (t) _ вектор веса узла Л/ДО, что означает расстояние

от выбранного наблюдения до вектора веса узла победителя меньше или равно расстоянию от наблюдения x(t) до любого узла карты. Если находится несколько узлов, удовлетворяющих условию, «победитель» выбирается случайным образом среди них.

• Определяем с помощью функции h (функции соседства узлов) соседей Мс и изменение их векторов веса.

• Задаем функцию соседства к Функция определяет «меру соседства» узлов Mt, Мс и изменение векторов веса. Она должна постепенно уточнять их значения,

сначала у большего количества узлов и сильнее, потом у меньшего и слабее. В качестве функции соседства И в данной работе используется функция Гаусса:

II ||2 \

А1ДО = «(0-ехр

(2)

2а2 (О

\ /

где о< ог(0 < 1 — обучающий сомножитель, монотонно убывающий с каждой последующей итерацией (т.е. определяющий приближение значения векторов веса «победителя» и его соседей к наблюдению; чем больше шаг, тем меньше уточнение);

- координаты узлов М, и Мс на карте Кохонена после обучения; с(/) - сомножитель, уменьшающий количество соседей с каждой итерацией. Параметры а, а и их характер убывания задаются аналитиком.

Исследования схожести сигналов на реальных участках 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения, основу которых составляют закономерности откликов скважин на возмущения, показывают, что не всегда по схожести сигнала можно корректно интерпретировать и устанавливать взаимовлияние скважин. Во многом это связано с тем, что коэффициенты схожести могут быть высокими не вследствие наличия гидродинамической связи по пласту, а виду совпадения технологических процессов на скважинах. Кроме того, анализ динамики параметров пласта, с целью исключения недостатков модели, показал, что не всегда удается однозначно проследить «отклик» на реагирующей скважине. И это объясняется кроме «шумов» ещё и тем, что наблюдение производится в условиях, далеких от классических исследований. Для того, чтобы учесть нестационарный режим работы скважин при анализе взаимовлияния, необходимо опираться на модельные представления процесса фильтрации жидкости в пористой среде. Поэтому были проведены эксперименты на основе упрощенной фильтрационной модели участка месторождения. Возможность проведения таких исследований обеспечивалось оснащенностью скважин средствами телеметрии и непрерывным сбором информации по отборам/закачке и давлениям с эксплуатирующихся скважин участка, что дает

возможность оценки гидропроводности пласта в межскважинной области, не производя остановки скважин в режиме их нормальной эксплуатации. Идентификация гидропроводностей производилась на основе решения системы уравнения материального баланса. Для этого использовалась используется модель зонального осреднения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по методу Г.Ф. Вороного, с разбивкой площади на крупные блоки, в центре каждого из которых располагается скважина.

Такой подход обусловлен тем, что, такое осреднение существенно упрощает уравнения системы материального баланса и, соответственно, облегчает решение обратной задачи. Поскольку в силу больших погрешностей исходной информации, усложнение модели снижает вероятность получения адекватного результата идентификации параметров в модели. Для решения задачи идентификации параметров пластовых систем был осуществлен переход от моделей с распределенными параметрами к конечномерным моделям в осредненных переменных.

Для зоны центральной скважины уравнение объемного баланса может быть записано в виде равенства изменения объема жидкости, насыщающей поры коллектора, вследствие упругой деформации и объемных расходов жидкости, поступающей в зону и из нее [3]:

°Ш=дгЮ-д1Ю, (4)

где - объем жидкости в ¡-зоне (м3); <?г(£) - переток жидкости через границу зоны (м3/сут);

4100 — дебит скважины в пластовых условиях (м3/сут), рассматриваемый как отгок жидкости из зоны, (^¡(г)>0 для добывающей скважины и (/¿(С)<0 для нагнетательной). Модель упругости имеет вид:

VI = Viп(í + /?(Р; - Рпл) ) - (5)

где р - коэффициент упругоёмкости пласта (МПа-1);

— объем жидкости в пластовых условиях в ¡-ой зоне (м3); 1/(П - поровый объем пласта в ¡-ой зоне (м3);

рпл - начальное пластовое давление (МПа);

- текущее пластовое давление в ¡-ой зоне (МПа).

Переток жидкости через границу зоны будет равен сумме перетоков жидкости в зоны соседних скважин:

<7г (о = Ег=^Ц1к(рУк(о-р4(о), (6)

где п - номер соседней зоны;

- гидропроводность между зонами 1 и ^ (м3/(МПа-сут)). Подставив это выражение в уравнение баланса, получим гидродинамическую модель локального участка:

= Щ\(Рк - Р;) + ^(Рк - РО + - + - РО - Чх). (7)

где 1 - номер зоны;

¡к, к = 1, п - номера зон соседних с ¡; т = р^;

Р - коэффициент упругоёмкости пласта (МПа-1);

V) = Уш = И ■ 1 • 1 ■ т - поровый объем ¡-ого блока пласта (м3);

И - толщина пласта (м);

1 — расстояние между скважинами (м);

ш - пористость пласта (д.ед.).

Задача идентификации, по сути, является обратной по отношению к задаче моделирования и подразумевает определение параметров модели по результатам измерений переменных состояния объекта.

Схематично на простом примере из двух блоков подход к решению представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схема решения на примере 2-х блоков Основная идея метода заключается в том, что каждое из уравнений системы дифференцируется по неизвестным гидропроводностям и за счет линейности исходной системы получаем дополнительные уравнения для определения производных . Полученные в ходе решения новой расширенной

системы давления и производные используются для расчета поправок к исходным гидропроводностям.

Расчеты, произведенные на участке, который включает в себя 24 скважины (11 нагнетательных и 13 добывающих, 3 из 11 нагнетательных скважин расположены в центральных зонах, 8 - на его границах), отражены на построенной карте забоев скважин этого участка с расчетным полем гидропроводностей (рисунок 2). Исходные данные по отборам/закачке и давлениям взяты за период 01.08.2013-22.09.2014, т.е. примерно за год с дискретностью в одни сутки.

3 СО

о о

0 с

1 8

й 5

из со а о

и о

0 о

се со

го

3 й

5 §

4 СГ>

а го

2 и

3 0

т °

1 о со да О

£

м3/(МПа*сут)

3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0

22000 24000 26000-

Условные координаты забоев скважин по оси X

Рисунок 2 - Расчетное поле гидропроводностей на карте забоев скважин с условными координатами

На рисунке 3, таблице 1 представлено распределение закачки по нагнетательной скважине № 12239 на добывающие на основе найденных гидропроводностей.

Рисунок 3 - Распределение закачки по нагнетательной скважине № 12239 на добывающие на основе найденных гидропроводностей

Таблица 1 - Распределение закачки по нагнетательной скважине № 12239 на добывающие на основе найденных гидропроводностей

Номер блока 1 3 4 5 Сумма

3 Закачка, м /мес 1175,13 1260,79 585,41 351,97 3373,32

3 Добыча, м /мес 1259,04 1332,41 381,7 581,43 3554,58

Ввиду безотносительности вычисляемого коэффициента схожести относительно какой-либо общей шкалы, характеризующей степень скоррелированности сигналов, и получения гидропроводностей пласта в межскважинных областях на системе дифференциальных уравнений материального баланса, был реализован и внедрен алгоритм двунаправленных самоорганизующихся карт Кохонена с целью построения нейросетевых моделей, которые позволяли бы рассчитывать коэффициенты корреляции между замеренными сигналами.

Исходя из того, что наиболее показательным и адекватным в использовании может быть произведение давлений (Р) и расходов (<3) по каждой скважине, строилась матрица, содержащая результаты Р(). Подготовленные, агрегированные данные подавались на обучение двунаправленной сети Кохонена.

В отличие от идентификации гидропроводностей на основе системы уравнения материального баланса в нейросетевом подходе отсутствует возможность построения аналитических выражений или математических уравнений. Сам процесс построения модели носит итерационный характер. Вследствие этого исключается возможность получения каких-либо значений физических величин, но не исключается их идентификация на уровне абсолютного сравнения. Следовательно, группы скважин могут быть отранжированы по величине гидропроводности, не получая при этом их абсолютных физических значений. Поэтому было введено понятие ранга коэффициента взаимовлияния скважин, характеризующего сравнительную степень величины гидропроводности в ряду выбранных скважин.

17

Нормированный замер О'Р со скважины №12239 поступал на вход У пространства карты. Замеры остальных скважин - на вход X пространства. После итерации самообучения были вычислены ранги коэффициентов взаимовлияния на примере участка закачки скважины № 12239. Результаты представлены на рисунках 4,5.

0,4

И Н

з и 5. ё

0,3 0,2 0,1 0 -0,1 -0,2

0,28

0,3

0,19 0 ,2 2 1

0.07 1 0,11 0,11

1 1 1 0

-0,18

I

I I

-0,09 -0,08

-0,15^

-0,17

I

— оо

СЧ —

— <4 СЧ СЧ

Номера скважин

Рисунок 4 - Гистограмма рангов коэффициента взаимовлияния скважин.

13483 -0 15 2Ж3

'Я?1 21^42 -0 18

13§65 13^87 21145 -0 17

13§66 -0.04 12^39 Ж" РЧ47 ■0.1В 21 £46 -0.09 13^50

1204?"' 0 28 'Ж4 13489 0 3 12£38 0.07

24000 24500 25000 25500 26000

Рисунок 5 - Ранги коэффициента взаимовлияния скважин скважины №12239 на карте забоев скважин 3 блока Березовской площади Согласно построенной модели, очевидно, наблюдается наибольшая гидродинамическая связь скважины №12239 со скважинами №13489, 12042.

Данная операция была проведена по всем участкам, которые принимали участие в алгоритме идентификации гидропроводностей пласта в межскважинных областях на системе дифференциальных уравнений материального баланса. Была обнаружена высокая сходимость по рангам взаимных коэффициентов по парам скважин.

В таблице 2 приведены данные по участку скважины №12239 идентифицированных значений гидропроводности и рангов коэффициентов взаимовлияния скважин, полученных с помощью алгоритма нейросетевого анализа с применением двунаправленных карт Кохонена.

Таблица 2 - Изменение искомых гидропроводностей и рангов коэффициентов взаимовлияния между рассматриваемыми блоками.

Номера рассматриваемой пары блоков Ранги коэффициентов взаимовлияния Гидропроводности, м3/(МПа*сут)

21746-12239 0,01 0

'»'12238-12239 0,21 0

М! ¡2239-13564 0.86 28.11

11701-12239 0,50 7,73

IV21742-12239 0 0

IV21746-12238 0,92 30

№ 2 ¡743-21746 0,20 3,25

Для выявления корреляции полученных результатов, построены совместные столбчатые диаграммы идентифицированных гидропроводностей и рангов коэффициентов взаимовлияния в единой нормированной от 0 до 100% шкале в порядке возрастания (рисунок 6).

На рисунке 6 видно, чем выше значение гидропроводности, идентифицированной на дифференциальных уравнения материального баланса, тем выше ранг коэффициента взаимовлияния, что характеризует хорошую корреляцию полученных результатов и правильность работы алгоритма нейросетевого анализа.

г а ь

£ Е

50 45 40 35 30 25 20 15 10

¥ 5

40,7

43,4

7,4

0,00,0 0,40,0

Номера рассматриваемых пары блоков (скважин) Приведённые ранги коэффициентов взаимовлияния. % ■ Приведенная гидропроводность, %

Рисунок 6 - Изменение нормированных рангов коэффициентов взаимовлияния и нормированных гидропроводностей Достоинством такого подхода можно считать то, что при необходимости, для первичной оценки, можно производить «ковровый» расчет коэффициентов корреляции для большого числа скважин и замеров, который будет происходить за значительно меньший период времени, чем расчет согласно «классическому» подходу по идентификации на системах уравнений материального баланса.

Для проверки полученных результатов исследований проведено сопоставление полученных данных рангов коэффициентов взаимовлияний с результатами индикаторных исследований на участках закачки скважин №11920, 54, 12233 (рисунок 7).

В целях наглядности представим столбчатые диаграммы с нормированными к 100% значениями распределения флуоресцеина, родамина калия, эозина и рангов коэффициентов взаимовлияния скважин на одном графике (рисунок 8) по соответствующим наблюдательным скважинам.

2 м ази

¡¿21757,

Ш':2,1.6.

111

¡13558

13556

•11700*

11.4°3.6.

|13559Д

И 3453

21794,

¡.13494^

¡135481

_Ш13549Ч|

1зИК"22121 4,

8120'

8098^

8099

8103!

'32917

Рисунок 7 - Направления фильтрации флуоресцеина, родамина калия и эозина к наблюдательным добывающим скважинам

З^1

и ос I 2 М

га х о а« а

0 5 О

5 § «

1 I I

га I ?

« « >2

с со а»

х о с;

X X О

га и Ч

СО X у

о г 2 а. х £ 3 -е- о 8

О. П и

Соя К * г

80 70 60 50 40 30 20 10 0

35,47

21,3 1965

I И

61,53

I

24,12 24,22

I

2,71

21753 13493 № скважин

з Распределение родамина калия | Ранги коэффициентов взаимовлияния

■ Распределение флоуресцеина

■ Распределение эозина

Рисунок 8 - Совместное представление результатов трассерных исследований и рангов коэффициентов взаимовлияния Из полученного представления следует, что результаты нормированных значений отбора индикаторов трассерных исследований и рангов коэффициентов

взаимовлияния соответствуют друг другу. То есть степень влияния скважины №54 возрастает в ряду: 13499, 21753, 13493; степень влияния скважины №11920 возрастает в ряду: 21753, 13493; скважины № 12233 в ряду: 13922, 13555, 21753.

Из представленного сравнительного анализа данных трассерных исследований и результатов работы алгоритма определения рангов коэффициентов взаимовлияния следует, что результаты достоверны и имеют высокую степень сходимости.

Практическое применение знаний рангов коэффициентов взаимовлияний и идентифицированных гидропроводностей для регулирования режимов работы нагнетательных скважин описаны в работе на примере регулирования на участке добывающей скважины №8096. В декабре 2014 года наблюдался рост обводненности продукции скважины с уровня 70-80% до 90%. Алгоритм нейросетевого анализа по динамике работы окружающих скважин, а также идентификация гидропроводности позволили выявить наиболее влияющую нагнетательную скважину №21777 (рисунок 9).

/ 21^69 Л

7 0 /

5 V 7 21783

__ Л4 . °

|У<21775 ° V 7Щ 21783Л

^177*096 _ ^ о 4 \

^ 77921781 . *

32920 0 Ч ^ ^

8124 21780 8090

/

ч

Рисунок 9 - Элемент карты с векторами рангов коэффициентов взаимовлияния и полем гидропроводности на участке скважины №8096. С целью регулирования и снижения интенсивности поступления воды закачка в скважину №21777 с западной стороны была остановлена с 1 февраля 2015 года.

Уже к середине февраля, динамика обводненности скважины №8096 начала стабилизироваться и наметилась тенденция к её снижению. Данный пример наглядно иллюстрирует возможности оперативного определения наиболее влияющей нагнетательной скважины и регулирования режима её работы с целью уменьшения или стабилизации динамики обводнения продукции добывающих скважин. Для оперативной работы разработан и рекомендован к применению алгоритм работы по регулированию режима работы скважин, работа которого заключается в выполнении следующих геолого-технологических мероприятий:

1. Выбор добывающих скважин с растущей динамикой обводнения продукции.

2. Формирование участка отбора и очагового заводнения вокруг выбранной скважины (2 ряда нагнетательных скважин)

3. Расчет рангов коэффициентов взаимовлияния, получение результата в виде численных значений.

4. Выбор нагнетательных скважин с наибольшими значениями рангов коэффициентов взаимовлияния.

5. Остановка скважин с наибольшими значениями рангов коэффициентов взаимовлияния.

Далее производится анализ динамики обводнённости наблюдаемой скважины. Если динамика обводнённости растущая, то производится остановка дополнительных нагнетательных скважин, следующих по величине ранга коэффициента взаимовлияния. При любой динамике обводнённости производиться мониторинг забойного давления наблюдаемой и соседних добывающих скважин. В случаи падения забойных давлений ниже оптимальных, остановленные нагнетательные скважины запускаются в режиме нестационарного заводнения.

По рекомендованному алгоритму геолого-технологических мероприятий на 9 из 11 описанных в главе 2 раздела 2.4 участков распределения закачки пластовой воды 3 блока Березовской площади в январе 2015 года внесены изменения в режимы работы по 30 нагнетательным скважинам. За три месяца работы получены результаты, отраженные в таблице 3.

Таблица 3 - Показатели работы участков после регулирования режимов работы нагнетательных скважин.

№ п/п Наименование участка Количество нагнетательных скважин, шт. Общий объем закачки, з м /сут Реагирующие добывающие скважины, ед. Количество скважин с изменением режима закачки, ед Обводненность через 3 месяца после регулирования, %

Количество, ед. <Зн по участку, т/сут Обводнённость, %

1 УПСД (север) 8 250 15 90 45 4 43,8

2 УПСД(юг) 3 100 6 31 60,5 1 58,2

3 Восток 18 300 19 101 47 6 45

4 Запад 15 370 14 56 75 5 72,5

5 32918 4 85 5 41 58 0 58,9

б 21732 2 65 2 2 93 0 93

7 21547 4 20 4 12,5 10 0 10

8 21572 1 20 2 7,5 45,5 0 45,4

9 КНС-70,71 23 300 8 49 70 5 69,2

Из таблицы 3 видно, что на 5 из 9 участков наблюдается снижение обводнённости добывающих скважин участка. На двух участках (21732, 21547) динамика не изменилась. На одном участке наблюдается небольшой рост обводнения, однако темп обводнения ниже чем до регулировочных мероприятий.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Разработаны алгоритмы на основании двунаправленных карт Кохонена обработки оперативных данных для определения связей между различными параметрами эксплуатации скважин, получаемых в динамике с системы телеметрии, создан математический аппарат, позволяющий выразить количественно и качественно связь между ними.

2. По предложенным в работе алгоритмам создана программа позволяющая установить ранги коэффициента взаимовлияния скважин на нейросетевых моделях для управления заводнением пластов.

3. Установлено преимущественное направление фильтрационных потоков на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения, ориентированное по линии СЗ-ЮВ.

4. Предложено решение задачи идентификации гидропроводности пласта по данным замеров дебитов и забойного давления.

5. Разработаны методы и алгоритмы идентификации гидродинамических параметров пласта в режиме нормальной эксплуатации скважин.

6. Определены гидропроводности межскважинных областей пласта с применением системы уравнений материального баланса на исторических данных, использованных для оптимизации режимов работы скважин.

7. Выявлено, локализовано и количественно оценено взаимовлияние в системе нагнетательных и добывающих скважин на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения, позволившее оптимизировать заводнение.

8. Проведена экспериментальная проверка эффективности предложенных в работе методов и алгоритмов.

9. На примере участка заводнения произведена качественная оценка эффективности закачки воды, выявлена ее неэффективная доля, предложены оптимизированные режимы работы нагнетательных скважин.

10. С применением последовательной схемы, заключающейся в оценке рангов коэффициентов взаимовлияния, выявления и локализацией участков с низким охватом гидродинамического воздействия, идентификацией гидропроводностей на этих участках на основе материального баланса, на примере 3 блока Березовской площади, предложен способ управления закачкой воды, повышения её эффективности.

11. В соответствии с разработанными рекомендациями изменены режимы работы по 30 нагнетательным скважинам с целью уменьшения или стабилизации динамики обводнения продукции реагирующих скважин. Получен экономический эффект 6345 тыс. руб.

Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях:

Статьи в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, входящих в перечень ВАК:

1. Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной закачки в НГДУ «Альметьевнефть» / А.Р. Рахманов, Е.В. Ожередов, Б.Ф. Закиев, М.М. Маликов // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 11. - С. 27-30.

2. Повышение надежности технологии одновременно-раздельной закачки в НГДУ «Альметьевнефть» / А. Р. Рахманов, Е.В. Ожередов, Б.Ф. Закиев, М.М. Маликов // Георесурсы. - 2012. - № 3. - С. 78-80.

3. О дальнейшем совершенствовании системы разработки на 3 блоке Березовской площади / Н.Ф. Гумаров, М.В. Швыденко, Б.Г. Ганиев, Б.Ф. Закиев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 7. - С. 10-13.

4. Управление рисками аварийных осложнений при внедрении технологии одновременно-раздельной закачки / А.Р. Рахманов, Е.В. Ожередов, Б.Ф. Закиев, Б.Г. Ганиев, М.М. Маликов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 7. - С. 28-30.

5. Исследование интерференции скважин с использованием методов сравнительного анализа / A.B. Насыбуллин, Б.Ф. Закиев, О.В. Денисов, Р.Г. Гирфанов // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 5. - С. 84 - 87.

Патенты:

6. Пат. РФ 2540718. Класс Е21 В43/16 Способ разработки нефтяного месторождения / Хисамов P.C., Насыбуллин A.B., Рахманов А.Р., Закиев Б.Ф., Швыденко М.В., Маликов М.М.; заявл. 21.03.2014, опубл. 10.02.2015. Бюл. №. 4. -13 е.: ил.

Публикации в других научно-технических изданиях:

7. О совершенствовании разработки Березовской площади / А.Р. Рахманов, Н.Ф. Гумаров, Б.Ф. Закиев, Б.Г. Ганиев // Материалы Международной научно-практической конференции. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2010. - С. 360363.

8. О дальнейших перспективах совершенствования разработки 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения на основе комплексной автоматизации / А.Р. Рахманов, Н.Ф. Гумаров, Б.Г. Ганиев, Б.Ф. Закиев, Р.Н. Ахмадиев // Тезисы докладов ВКРО РАЕН. - Альметьевск, 2011. - С. 19-31.

9. Применение нейросетевых подходов в создании системы мониторинга технологических параметров скважин, эксплуатирующихся методом парогравитационного дренажа / Р.Г. Гирфанов, О.В. Денисов, Б.Ф. Закиев, A.B. A.B. Насыбуллин // Материалы V Всероссийской научно-практической конференции. - Уфа: ФГБУН «Уфимский институт химии Российской АН», 2015. - С.30-32.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на HP ColorLaserJet СМ6040 тел.: (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 30.06.2015 г. Заказ №30061501 Тираж 100 экз.