6.6. Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождения

6.6.1. Стадии процесса разработки нефтяных залежей

Процесс разработки нефтяной залежи характеризуются непре­рывным изменением всех технологических показателей: уровня до­бычи нефти, жидкости, фонда добывающих скважин, пластового давления, объемов нагнетаемой воды и т.п. При этом каждая залежь в процессе всего срока разработки переживает несколько стадий, которые в зависимости от геологического строения пласта, вязкости нефти и условий разработки характеризуются присущими им осо­бенностями изменения технологических и технических показателей.

Группа авторов (М.М. Иванова 1976 г.) Министерства нефтяной промышленности предложила по динамике добычи нефти выделять четыре стадии разработки.

1. стадия — освоение и ввод скважин в эксплуатацию после буре­ния. Характеризуется ростом добычи нефти при небольшой ее об­водненности. На первой стадии разбуривается весь основной фонд скважин.

2. стадия - поддержание достигнутого наибольшего уровня до­бычи нефти. Отличается относительно стабильным высоким уров­нем добычи при фонтанном способе, ростом обводненности к кон­цу периода и переходом на механизированный способ эксплуатации скважин.

стадия — значительное снижение добычи нефти. Отмечается резким ростом обводненности продукции, снижается годовая добы­ча, значительная часть скважин выбывает из действующего фонда,

- 332 -

почти весь фонд скважин эксплуатируется механизированным спо­собом. II и III стадии выделяются по 90%-ному уровню темпа отбо­ра нефти.

IV стадия — завершение разработки залежи. Характеризуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи, высокой об­водненностью продукции и действующих скважин.

Границы между стадиями более или менее надежно можно уста­новить по изменению среднегодового темпа отбора нефти. При этом наиболее трудно определить границу между III и IV стадия­ми. М.М. Иванова предлагает за эту границу принимать точку на кривых изменения дебитов, в которой темп добычи нефти близок к 2% от начальных извлекаемых запасов. Это своего рода раздел между основными (I—III) и завершающей (IV) стадиями разработ­ки залежей.

Изменение годовых темпов отбора нефти в процентах от на­чальных извлекаемых запасов нефти в зависимости от геолого­технологических факторов наглядно иллюстрирует рис. 110.

6.6.2. Методы геолого-промыслового контроля

за разработкой нефтяных и газовых залежей

Рациональная разработка залежей нефти и газа, поддержание проектных уровней добычи на каждой стадии могут быть обеспе­чены только при систематическом геолого-промысловом контро­ле. Контроль за разработкой залежей нефти или газа осуществляет­ся путем исследования добывающих, нагнетательных и других сква­жин, наблюдений за перемещением ВНК, за обводненностью сква­жин и т.п. Полученные данные периодически подвергаются ком­плексной обработке и детальному анализу. Это позволяет контроли­ровать состояние разработки и своевременно выявлять отклонения от принятого проекту.

Задача промысловых исследований в нефтяных скважинах состо­ит в определении основных параметров их работы. При этом на каж­дом режиме замеряют дебиты, пластовые и забойные давления, га­зовые факторы, содержание воды в продукции. В начальный пери­од разработки залежи скважины исследуют на различных режимах, чтобы полнее выяснить характер их работы, определить уравнение притока и установить наиболее оптимальный режим эксплуатации. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режи­ме, на каком они эксплуатируются, и поданным исследования с уче­том состояния разработки залежи устанавливается режим работы на следующий период эксплуатации. Промысловые исследования в скважинах являются тем минимумом необходимых работ, кото­рые надо проводить в добывающих или нагнетательных скважинах. Однако их недостаточно для обеспечения полноценного геолого- промыслового контроля за разработкой объектов и залежей.

- 333 -

Прежде всего рассмотренный комплекс исследовательских ра­бот не обеспечивает контроля за разработкой группы пластов, объе­диненных в один объект с целью эксплуатации их единой системой скважин. Определенные этими методами дебиты скважин и соот­ветствующие им забойные, пластовые давления и другие параметры работы скважин относятся ко всему объекту. В то же время каждый пласт в зависимости от его коллекторских свойств, качества нефти, энергетических ресурсов и других особенностей проявляется в про­цессе эксплуатации по-разному. Одни пласты, более продуктивные, лучше отдают нефть, другие пласты — с низкими коллекторскими свойствами — почти не отдают ее. При закачке воды в группу пла­стов через одну систему нагнетательных скважин один пласт хорошо принимает воду, другие — хуже, а часть пластов совсем не принимает ее. Все это приводит к неравномерной выработке залежей.

Обычно в наиболее продуктивных пластах с хорошими коллек­торскими свойствами запасы вырабатываются быстрее. По этим пластам происходит первоочередное обводнение добывающих сква­жин, в то время как другие, менее продуктивные, пласты еще содер­жат значительные остаточные запасы нефти.

Неравномерная выработка запасов нефти происходит также в одном мощном, но неоднородном пласте. В таких пластах нефть в первую очередь поступает в скважину из той части пласта, кото­рая имеет лучшие коллекторские свойства. То же самое отмечается и при нагнетании воды в скважину. Подобные явления наблюдают­ся и при разработке газовых месторождений.

Однако перечисленным далеко не исчерпывается все многооб­разие сложных процессов, протекающих в пластах при разработке нефтяных или газовых месторождений. Для геолого-промыслового контроля за разработкой месторождений сложного строения в по­следнее время разработаны новые методы и созданы более совер­шенные приборы.

Новые виды исследований в первую очередь направлены на обе­спечение контроля за выработкой каждого пласта и пропластка в от­дельности. Это достигается путем установления дебита отдельных пластов в добывающих скважинах или их приемистости в нагнета­тельных скважинах, а также определения давления для каждого от­дельного пласта в объекте.

К числу новых методов контроля за разработкой отдельных пла­стов эксплуатационных объектов и залежей со сложным геологиче­ским строением относятся исследования радиоактивными изотопами, замеры дебитов и приемистости скважин дистанционными глубин­ными дебитомерами и расходомерами, отдельные виды промыслово­геофизических исследований, фотоколориметрия нефти, гидропрос­лушивание пластов и т.п.

Метод радиоактивных изотопов позволяет выделить в нагнета­тельных скважинах пласты, принимающие воду. Для этого в сква-

- 334 -

жину через насосно-компрессорные трубы подается вода с радио­активными изотопами. После продавливания активированной воды делается замер гамма-методом (ГМ), который сравнивается с кон­трольным замером ГМ, выполненным до прокачки изотопов. Про­тив интервалов, поглощающих воду, вследствие адсорбции изото­пов в призабойной части пласта на диаграммах ГМ отмечаются ано­малии, в несколько раз превышающие фоновые значения. Однако метод радиоактивных изотопов лает возможность установить лишь качественную картину, но не позволяет определить, какой пласт сколько принимает воды.

Определение дебитов или приемистости отдельных пластов в скважинах осуществляется в основном глубинными дебитомерами или расходомерами. В настоящее время широкое распространение получили глубинные расходомеры-дебитомеры. Эти приборы пред­назначены для определения как приемистости отдельных пластов в нагнетательных скважинах, так и дебита отдельных пластов в до­бывающих скважинах.

Наиболее совершенными являются дистанционные приборы РГД-1, РГД-2, РГТ-1 с автоматическими электронными пультами записи показаний глубинных приборов в момент исследования.

На рис. 111 показана запись профиля притока нефти. На графи­ке фиксируется кривая (см. рис. 1ll, 1), на которой участки с повы­шенными значениями соответствуют интервалам пласта, отдающим нефть. Прямолинейные участки кривой соответствуют интервалам, из которых приток ее не получен. По этой кривой определяют ин­тервалы (см. рис. 111, 2), отдающие нефть, и удельный вес каждого интервала в общем дебите из исследуемого пласта.

При широком использовании глубинных расходомеров и деби- томеров можно получить необходимые данные о приемистости от­дельных пластов в нагнетательных скважинах и о дебитах отдельных пластов в добывающих скважинах.

Для контроля за работой пласта используются промыслово­геофизические методы. Нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтрон- нейтронный метод (ННМ) дают хорошие результаты при выделе­нии водоносных или обводненных минерализованной водой пластов. В настоящее время сконструированы малогабаритные приборы, позво­ляющие проводить исследования через насосно-компрессорные тру­бы в фонтанирующих скважинах. Хорошие результаты для определе­ния текущего положения ВНКдает импульсный генератор нейтронов.

Метод гидропрослушивания пласта позволяет установить сте­пень гидродинамической связи между отдельными участками не­фтяной залежи, а также между законтурной и нефтяной частями пласта по скорости передачи изменения давления.

Изменение давления в пласте достигается путем резкой останов­ки какой-либо высокопродуктивной скважины. После этого на дру-

- 335 -

Рис. 111. Профиль притока нефти, снятый расходомером-дебитомером

РГД-1М всвк. 243 Ярино-Каменноложского месторождения

- 336 -

гом участке пласта в ранее остановленной скважине ведется наблю­дение за давлением и фиксируются время и степень реакции этой скважины на остановку первой скважины.

С помощью гидропрослушивания можно установить гидроди­намическую связь между двумя пластами. Для этого импульс изме­нения давления создается в одном пласте, а за изменением давле­ния наблюдение устанавливается в скважинах, работающих с друго­го пласта.