Прогнозирование добычи нефти и газа по месторождениям
Прогнозирование уровней добычи нефти и газа по объектам разработки ответственнейшая задача, поскольку они служат основой для планирования развития нефтяной и газовой отраслей в целом. Обычно применяют в комплексе несколько методов прогнозирования добычи по месторождениям. Эти методы объединяются в две группы: гидродинамические и статистические. Гидродинамические методы расчета применяют главным образом при проектировании и анализе разработки нефтяных и газовых залежей. С их помощью дается прогноз на предстоящий период динамики годовой добычи нефти, исходя из имеющихся представлений о геолого физической характеристике объектов и технологических составляющих систем разработки. Вместе с тем гидродинамические методы не всегда позволяют учесть в деталях особенности геологического строения залежей, возможное несоответствие расчетам реализуемых систем разработки и реальных организационно хозяйственных условий. Это снижает надежность прогноза уровней добычи, особенно на будущее. Статистические методы базируются на статистической обработке данных о добыче нефти за прошедший период и их экстраполяции на перспективу.
К этой же группе относятся методы аналогии, когда в целях прогнозирования добычи нефти используются данные обобщения опыта разработки по аналогичным месторождениям. Статистические методы различаются между собой исходными зависимостями, к которым относятся зависимость темпов отбора от степени выработки запасов, связь между суммарной добычей нефти и жидкости и др. Применение статистических методов ограничивается необходимостью иметь достаточно продолжительный период эксплуатации, чтобы выявить необходимые зависимости. В настоящее время при планировании добычи по месторождениям за основу принимаются результаты гидродинамических расчетов, заложенные в технологических схемах и проектах разработки, которые впоследствии уточняются и корректируются с помощью статистических методов исходя из прошедшего периода и текущего состояния разработки залежи.
Определение добывных возможностей эксплуатационных объектов на ближайшую перспективу (текущее планирование). Ближайшая перспектива охватывает период 1— 5 лет. Для нее в качестве сырьевой базы принимаются извлекаемые запасы промышленных категорий (A+B+C 1), которые числятся на балансе к началу планируемого периода. При расчетах за основу берутся исходные данные, определенные в технологических схемах и проектах разработки. Добыча нефти на планируемый период рассчитывается как сумма добычи нефти из фонда переходящих ( «старых» ) и новых скважин: Q t+1 = Q c (t+1) + Q н (t+1) , (1) где Q t+1 добыча нефти в планируемом году; Q c (t+1) добыча нефти в планируемом году из перешедших с прошлого года (старых) скважин; Q н (t+1) добыча нефти в планируемом году из новых скважин, которые предусмотрено ввести в эксплуата цию из бурения, а также из освоения с прошлых лет; t +1 — индекс планируемого года; t — индекс года, предшествующего планируемому. Первая составляющая (1) добыча нефти из переходящих (старых) скважин определяется из соотношения Q c (t+1) = (Q ct + q t * N t * U t +1) * K и (t+1) , (2)
где Q c (t+1) добыча из старых скважин в предыдущем году; q t , N t , U t+1 средний дебит, количество новых скважин, введенных в эксплуатацию в предшествующем году, и число дней работы каждой из них в планируемом году; K и (t+1) коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году. Величина (Q ct + q t * N t * U t+1) представляет собой расчетную добычу, которая имела бы место в планируемом году, если бы добыча из скважин прошлого года осталась без изменения, а новые скважины, введенные в прошлом году, эксплуатировались бы в планируемом году при тех же дебитах полное число дней. Как правило, определить эту расчетную добычу, имея фактические данные (добычу из старых скважин, количество и средний дебит новых скважин) за предшествующий год, не представляет трудностей. При этом число дней работы переходящих новых скважин U t+1 принимается равным U t+1 = 365*Кэ, где Кэ коэффициент эксплуатации. Основные трудности расчета добычи нефти из переходящих скважин связаны с определением коэффициента изменения добычи нефти Kи (t+1) из переходящих скважин по сравнению с предшествующим годом. На изменение добычи по фонду переходящих скважин влияют уменьшение доли нефти в продукции скважин, изменение дебита скважин по жидкости, уменьшение фонда старых скважин.
При вытеснении нефти водой уменьшение доли нефти в продукции скважин связано с закономерным их обводнением по мере выработки запасов нефти. При этом происходит уменьшение дебита скважин по нефти и общее сокращение добычи из фонда старых скважин. Изменение во времени дебита скважин по жидкости может быть связано со снижением или увеличением пластового давления в соответствии со степенью текущей компенсации отбора закачкой, с изменением продуктивности скважин вследствие засорения или, наоборот, очистки призабойной зоны скважин, с повышением противодавления на пласт за счет увеличения плотности жидкости в стволе обводняющихся скважин. Это также может быть вызвано тем, что разбуривание залежей обычно проводят в направлении от высокопродуктивных участков к менее продуктивным, что приводит к уменьшению среднего дебита действующих скважин по жидкости. Впоследствии в результате проведения мер по интенсификации средний дебит несколько увеличивается, а к концу разработки вновь начинает снижаться из за первоочередного выбытия из эксплуатации высокодебитных обводненных скважин. Изменение фонда старых скважин бывает связано главным образом с выходом скважин из эксплуатации из за обводнения в связи с подходом вытесняющей нефть воды, переводом части скважин под нагнетание воды и др.
Каждый из трех параметров в отличие от коэффициента изменения добычи нефти может быть определен гидродинамическими методами или методом экстраполяции исходя из стадии и текущего состояния разработки залежи, а также на основании обобщения опыта разработки по аналогии с другими подобными месторождениями. Вторая составляющая (1) добыча нефти из новых скважин, которые будут введены в эксплуатацию в планируемом году, рассчитывается по произведению: Q н (t+1) = N н (t+1) * q н (t+1) * m (t+1) , (3) где N н (t+1) — число вводимых в эксплуатацию в планируемом году новых добывающих скважин; q н (t+1) — проектируемый среднесуточный дебит нефти новых скважин в планируемом году; m (t+1) — среднее число суток работы одной новой добывающей скважины в планируемом году. При расчете добычи из новых скважин наиболее сложно прогнозировать их средний дебит, так как в эксплуатацию последовательно разбуриваются участки с различной продуктивностью.
По эксплуатируемым месторождениям размещение проектных точек производится на карте разработки, и для каждой из них дебит устанавливается исходя из дебитов окружающих действующих скважин. По новым месторождениям или при вводе в разработку неразбуренных участков эксплуатируемых месторождений дебиты новых скважин целесообразно определять исходя из их вероятной продуктивности по картам нефтенасыщенной толщины или гидропроводности. Среднее число дней работы одной повой добывающей скважины в планируемом году рассчитывается исходи из месячного распределения ввода новых скважин в эксплуатацию, выполняемого с учетом планируемых сроков окончания строительства скважин, нормативной продолжительности их обустройства и освоения, а также сезонных условий проведения этих работ. Обычно число дней работы новых скважин планируемого года составляет от 130 до 150.
Перспективное планирование. Основной особенностью оценки добывных возможностей района добычи нефти на перспективу, т. е. на 10— 15 летний период, является то, что расчет ведется но двум группам месторождений: открытым на начало планируемого периода — эксплуатируемым или подготовленным к разработке, и неоткрытым месторождениям, которые предполагается открыть, подготовить к разработке и ввести в эксплуатацию в планируемый период. Добыча нефти по открытым месторождениям определяется с учетом утвержденных технологических схем и проектов разработки по методике, изложенной при текущем планировании. Прогноз добычи нефти по неоткрытым месторождениям осуществляется исходя из плана прироста запасов нефти по каждому району и геолого физической характеристики ожидаемых к открытию новых месторождений. На основании характеристики предполагаемых к открытию новых месторождений — их средних размеров, глубины залегания, продуктивности, качества нефти и др. , с помощью укрупненных гидродинамических расчетов или по методу аналогии в соответствии с имеющимся опытом разработки определяются наиболее вероятные темпы отбора по годам из приращиваемых запасов.
По залежам с разной геолого физической характеристикой максимальные темпы добычи принимаются в диапазоне 3— 10% в год извлекаемых запасов, причем меньшие темпы отбора принимаются для крупных и малопродуктивных залежей. При определении темпов добычи в период ее падения учитывают выявленные тенденции по залежам, уже прошедшим III стадию разработки. Меняя количество вводимых месторождений, темпы их освоения, объемы капитальных вложений и материально технических средств, составляют несколько вариантов уровней и размещения добычи нефти по месторождениям внутри нефтедобывающих районов и между районами. Из этих вариантов выбирается оптимальный. При перспективном планировании необходимо учитывать резервы, связанные с научно техническим прогрессом в области технологии разработки нефтяных месторождений. Таким образом, результаты расчета добычи нефти на перспективу состоят как бы из двух частей — гарантированной и вероятной. К гарантированной части относится добыча нефти из открытых месторождений, к вероятной — добыча из неоткрытых месторождений и за счет применения новых методов интенсификации разработки и повышения нефтеизвлечения.
Скачать презентацию Прогнозирование добычи нефти и газа по месторождениям
Прогнозирование добычи.ppt