Спецификатор Описание. При статическом моделировании большое место занимает графическое (образно-знаковое) моделирование, называемое геометризацией залежи

При статическом моделировании большое место занимает графическое (образно-знаковое) моделирование, называемое геометризацией залежи. В область графического моделирования входит моделирование формы и внутреннего строения залежи. Форма залежи наиболее полно отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а также при их наличии - положение литологических и дизъюнктивных границ залежи. Внутреннее строение залежи отражают путем составления детальных корреляционных схем, детальных геологических разрезов (профилей) различных карт в изолиниях или условных обозначениях.

При динамическом моделировании также широко используют графическое моделирование - построение карт поверхностей нефти и внедрившейся в залежь воды, графиков и карт разработки, карт изобар и др.

При статическом и динамическом моделировании широко применяют математические методы - используют линейную интерполяцию, математические функции различной сложности - полиномы различных степеней, случайные функции, сплайн-функции и др. Применяют методы теории вероятностей и математической статистики - теории распределений, корреляционно-регрессионного анализа и др.

На базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчивость свойств коллекторов по объему залежи. Эти модели представляют собой совокупность нескольких десятков тысяч элементарных ячеек, каждая из которых несет информацию о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов в объеме залежи. Высокая надежность подобных моделей достигается также адаптацией их к прошедшему фактическому периоду эксплуатации залежи, если таковой уже был. Затем на базе статических трехмерных геолого-математических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения нефти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с помощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатационного объекта, показывающая прогнозное изменение во времени:

1. насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом;

2. пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти;

3.дебитов скважин и обводненности добываемой в них продукции.

На дисплей ЭВМ можно вывести и зафиксировать состояние залежи на любой момент времени. В результате получают расчет проектных технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

Значение конечного КИН определяют для нескольких вариантов системы разработки; он во многом является показателем эффективности проектируемой системы, которая зависит от того, насколько полна та или иная система разработки соответствует конкретным геолого-физическим условиям реального объекта разработки.

Соответственно этому проектирование разработки представляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэффициента нефтеизвлечения. Как известно, любая оптимизационная задача сводится к выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим положением КИН нефти и все другие показатели разработки обосновываются не менее чем по трем вариантам разработки, которые различаются способами воздействия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбуривания объектов.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепенные. В этом случае обоснованное значение КИН можно назвать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматривающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Технологический КИН до перехода к рыночной экономике принимался в качестве единственного конечного. Достижение этого коэффициента требовало максимального использования недр и соответственно применения более дорогих систем разработки, расходования повышенных ма­териальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планового хозяйства это было оправдано.

В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический КИН. Приоритетно экономический подход, учитывающий современную конъюнктуру на рынке нефти и действующее налоговое законодательство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.

Различия в технологических и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

В случае весьма неблагоприятных экономических показателей, при крайне низкой продуктивности залежи или на завершающей стадии разработки, действующее законодательство допускает уменьшение обязательных налогов и платежей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению.

В настоящее время технологический КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного расхождения с технологическим коэффициентом нефтеизвлечения. Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные при государственной экспертизе и постановке извлекаемых запасов на баланс, подлежат дальнейшему уточнению в технологических схемах, проектах и дополнениях к ним.

В полном объеме важная и обширная проблема изучения запасов УВ подробно излагается в курсе "Методы подсчета запасов оценки ресурсов нефти и газа" и в соответствующем учебнике.

1.Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее – Рекомендации) подготовлены на основе Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96, составленного Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова (ВНИИнефть)» с участием ведущих специалистов нефтяных компаний и предприятий, отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов. В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться: проекты пробной эксплуатации (ППЭ), технологические схемы разработки и дополнения к ним, проекты разработки и дополнения к ним, технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах, авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним (далее – авторский надзор).

В проектных технологических документах обосновывается следующее:

- выделение эксплуатационных объектов;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ);

- системы размещения и плотности сеток скважин;

- уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачка в них вытесняющих агентов по годам;

- мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению физико-химических, тепловых и других методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа;

- мероприятия по использованию нефтяного газа;

- конструкции скважин, технология их проводки, заканчивания и освоения;

- способ подъема жидкости из скважин, выбор устьевого и внутрискважинного оборудования;

- мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

- системы сбора и подготовки нефти;

- системы поддержания пластового давления (ППД);

- объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

- комплексы, объем, периодичность геофизических и гидродинамических исследований;

- опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;

- рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин.

· моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому ме­тоду конечный КИН обычно выражается в виде произведе­ния трех коэффициентов - вытеснения (К_выт), охвата про­цессом вытеснения (К_охв)и заводнения (К_зав):

КИН = К_ВЫТК_ОХВ. К_зав. (64)

Коэффициент вытеснения - это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полно­го обводнения получаемой жидкости) промывке объема пус­тотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно до­стигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения К_выт, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием мо­дельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной вы­борке керна, принятого для эксперимента, получают значе­ние К_выт, характеризующееся высокой степенью надежности.

Коэффициент охвата К_охв - это отношение объема пус­тотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охва­ченного процессом вытеснения), к общему объему простран­ства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. К_охв можно рассчитать по картам распростране­ния коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статис­тических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными за­лежами нефти.

Коэффициент заводнения К_зав. характеризует потери неф­ти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за пре­кращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соот­ношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надеж­ных методов расчета К_зав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно.

Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределен­ность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутстви­ем надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, вли­яющие на конечный КИН, позволяет третий способ - гео­лого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих современных ЭВМ.

С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчи­вость свойств коллекторов по объему залежи.

Затем на базе статических трехмерных геолого-математических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения неф­ти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с по­мощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатацион­ного объекта, показывающая прогнозное изменение во вре­мени:

-насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом;

-пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти;

-дебитов скважин и обводненности добываемой в них про­дукции.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафик­сировать состояние залежи на любой момент времени. В ре­зультате получают расчет проектных технологических пока­зателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

Значение конечного КИН определяют для нескольких ва­риантов системы разработки; он во многом является показателем эффективности проектируемой системы, которая за­висит от того, насколько полна та или иная система разра­ботки соответствует конкретным геолого-физическим усло­виям реального объекта разработки.

Соответственно этому проектирование разработки пред­ставляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэф­фициента нефтеизвлечения. Как известно, любая оптимиза­ционная задача сводится к выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим по­ложением коэффициент извлечения нефти и все другие пока­затели разработки обосновываются не менее чем по трем ва­риантам разработки, которые различаются способами воз­действия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбуривания объектов.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепен­ные. В этом случае обоснованное значение КИН можно на­звать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматри­вающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Технологический коэффициент нефтеизвлечения до пере­хода к рыночной экономике принимался в качестве единст­венного конечного.

Достижение этого коэффициента требовало максималь­ного использования недр и соответственно применения более дорогих систем разработки, расходования повышенных ма­териальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планово­го хозяйства это было оправдано.

В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический КИН. Приоритетно эко­номический подход, учитывающий современную конъюнкту­ру на рынке нефти и действующее налоговое законодатель­ство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.

Различия в технологических и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

В случае весьма неблагоприятных экономических показа­телей, при крайне низкой продуктивности залежи или на за­вершающей стадии разработки, действующее законодатель­ство допускает уменьшение обязательных налогов и плате­жей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению.

В настоящее время технологический КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного расхождения с технологическим коэффи­циентом нефтеизвлечения.

1 new Используется для вложенных классов. Задает новое

описание класса взамен унаследованного от предка.

Применяется в иерархиях объектов

2 public Доступ не ограничен

3 protected Используется для вложенных классов. Доступ только из

элементов данного и производных классов

4 internal Доступ только из заданной области программы (сборки)

5 protected internal Доступ только из данного и производительных классов

или из данной программы (сборки)

6 private Используется для вложенных классов. Доступ только из

элементов класса, внутри которого описан данный класс

7 abstract Абстрактный класс. Применяется в иерархиях объектов

8 sealed Бесплодный класс. Применяется в иерархиях объектов

9 static Статический класс. Введен в версию языка 2.0.

Спецификаторы 2-6 называются спецификаторами доступа. Они определяют, откуда можно непосредственно обращаться к данному классу. Спецификаторы доступа могут присутствовать в описании только в вариантах, приведенных в таблице, а также могут комбинироваться с остальными спецификаторами.

Дата добавления: 2014-01-20