2.5 Контроль і регулювання розробки нафтових родовищ

Головним завданням контролю за розробкою нафтових родовищ є визначення і впровадження методів регулювання розробки родовища для досягнення проектних показників.

У ході проведення контролю за розробкою ведеться спостереження за видобутком нафти, газу, води, зміною пластового тиску, переміщенням ВНК і ін. На нафтопромислах будують графіки зміни цих показників у часі. Такі графіки називають динамікою показників розробки покладу нафти. Крім зміни абсолютних значин показників у відсотках, наприклад видобуток нафти за рік подають у відсотках від початкових запасів, а видобуток газу – у відсотках від видобутку нафти як відношення видобутку газу до видобутку нафти (газовий фактор).

Відношення кількості видобутої за рік нафти до початкових запасів характеризує темп розробки родовища.

Професор М.М.Іванова [11] виділяє чотири етапи розробки родовища (див. рис.2.28).

На першому етапі розробки об’єкт освоюється. У цей період поклади нафти розбурюються видобувними і водонагнітальними свердловинами. Освоюють систему підтримання пластового тиску. Спостерігається збільшення видобутку нафти. Причиною є введення в експлуатацію нових свердловин. На цьому етапі розробки родовища в першу чергу здійснюється контроль за розкриттям пластів у процесі буріння і встановлення фільтра у свердловинах, а також, проводять геофізичні і гідродинамічні дослідження свердловин. Тривалість першого етапу розробки залежить від розмірів родовища, запасів нафти та інтенсивності розбурювання. Для різних об’єктів розробки цей період становить від 1 до 7-8 років. Ці цифри взяті з досвіду розробки родовищ на суші. Щодо морських родовищ, то потрібно, по можливості, скорочувати час розробки.

Рисунок 2.28 – Стадії розробки експлуатаційного об'єкту

Для другого етапу характерний досить постійний високий темп розробки. На цій стадії буряться водонагнітальні та резервні свердловини (видобувні вже пробурені). Освоюється система підтримання пластового тиску. Розробку контролюють як гідродинамічними дослідженнями, так і дослідженнями потоку у видобувних свердловинах за допомогою дебітомірів, а також поінтервальним прийманням води пропластками в інтервалі фільтра за допомогою витратоміра. Будують карти ізобар і карти поточних відборів рідини (нафти) з покладу. У видобувних свердловинах контролюють кількість води в продукції.

На цій стадії питання регулювання розробки покладу нафти не є вирішальним щодо збільшення нафтовіддачі, хоч це ще не означає, що ця стадія характеризується нерегульованим процесом розробки. Його регулювання визначає проект розробки. Це стосується розміщення видобувних та водонагнітальних свердловин і встановлення режимів їх роботи.

На третьому етапі, видобуток нафти зменшується тому, що значна частина запасів вже вичерпана і свердловини обводнюються. У цей час розбурювання покладу практично не проводиться. Бурять тільки резервні свердловини на окремих ділянках, темпи видобутку на яких повільніші.

Дуже актуальним на цьому етапі є , власне, питання контролю, оскільки через падіння видобутку нафти і збільшення видобутку води необхідне регулювання.

У цей час здійснюють контроль за рухом запомпованої води по площі та товщині покладу у свердловинах і проводять ізоляційні роботи у свердловинах, кількість робіт з регулювання розробки значно збільшується.

Нафтовіддача для кінця третього періоду розробки складає 80-90% від проектної.

Четвертий етап розробки відповідає кінцевій стадії і характеризується подальшим падінням темпів відбору нафти при збільшенні обводненості продукції свердловин. У цей період регулюванням розробки здійснюється перерозподіл відборів і запомповування з метою вилучення запасів із застійних необводнених зон пласта. Одночасно регулюється процес переходу на форсований відбір рідини по окремих ділянках чи по покладу в цілому. Проводять геофізичні дослідження для необводнених пропластків по розрізу свердловини. Тривалість четвертого етапу визначається граничною рентабельністю розробки родовища.

В основі матеріалів з регулювання розробки родовища є карта розробки і карта ізобар.

На карті розробки показують зміну дебітів нафти і води свердловин по площі родовища. Їх будують на основі поточного дебіту нафти і води свердловин. Значина дебіту на карті виражається радіусом кола, який окреслює розміщення свердловин. Радіус кола визначається з умови:

, (2.145)

де q - дебіт свердловини, м³/добу.

Розділяючи коло на 2 сектори і замалювавши їх у 2 кольори, показують частку нафти в продукції. Відношення довжин дуг секторів визначає кількість нафти і води в продукції. На рисунку 2.29 показано принципову карту-схему, яка характеризує зміну дебіту рідини по свердловинах і обводненість продукції свердловин.

Рисунок 2.29 – Карта розробки покладу нафти:

1 - нагнітальна свердловина; 2 - видобувна свердловина;

3 - контур нафтоносності

Не менш важливою для регулювання процесу розробки є карта ізобар, яку будують на основі результатів вимірювань пластового тиску у видобувних та водонагнітальних свердловинах після їх зупинки. Оскільки фактичний (виміряний) тиск не визначає напрямку фільтрації рідини в пласті, то фактичні тиски в пласті перераховують у призведені тиски. Після цього, з’єднуючи однакові тиски між свердловинами плавною кривою, отримують карту приведених ізобар, яка показана на рисунку 2.30.

Рисунок 2.30 – Карта ізобар

За картою приведених ізобар встановлюють основні напрямки потоків рідини в пласті. Нагадаємо з курсу підземної гідромеханіки, що фільтраційний потік завжди перпендикулярний до ізобар і направлений в бік зменшення пластового тиску. Швидкість руху рідини на даній ділянці пласта визначаємо по карті призведених ізобар за формулою:

, (2.146)

де V – швидкість руху фронту води; k – проникність пласта; dp-перепад тиску між ізобарами; – в’язкість пластової рідини; – ефективна пористість пласта; – відстань між ізобарами.

І навпаки, якщо за фактичними результатами відбору рідини для конкретної ділянки відома швидкість рідини, наприклад, за результатами дослідження запомповування індикатора у водонагнітальні свердловини, то з формули 2.146 можна визначити гідропровідність пласта за формулою 2.147.

, (2.147)

а оскільки

,

то із (2.147) отримаємо

, (2.148)

де – кількість рідини, яка протікає через ділянку пласта між ізобарами, які розміщені на віддалі ; L – довжина ділянки вздовж ізобари; – ефективна пористість.

За картами розробки і ізобар, а також графіками, які характеризують зміну видобутку нафти, води, газу, пластового тиску в часі оцінюють стан розробки покладу нафти і планують роботи з регулювання розробки для отримання вищої нафтовіддачі.

Важливою у питаннях контролю за розробкою нафтових і газових родовищ є оцінка запасів за результатами попередньої розробки. Для вирішення цієї задачі часто використовують рівняння матеріального балансу і характеристики витіснення. Цьому приділяють велику увагу в курсах «Розробка нафтових родовищ» і «Розробка газових родовищ».

Цікавий висновок про використання характеристик витіснення для оцінки запасів нафти зробив Жан Л.Лаєрр (див. журнал «Нафтогазові технології» №2,1998). Він спирався на досвід розробки родовищ Венесуели і Північного моря.

Основна теза, взята зі статті, зводиться до того, що _,,опубліковані дані щодо вуглеводневої сировини недостовірні через політичні та методологічні причини. Для отримання надійних оцінок треба будувати лінійну залежність зниження щорічного видобутку і її екстраполяції до повного виснаження родовища^”.

На рисунку 2.31, взятому зі статті Жан Л.Лаєрра, показано залежність річного видобутку нафти від сумарного видобутку нафти, а екстраполяцією кривої на пізній стадії розробки родовища визначаються запаси нафти. Лаєрр називає ці запаси технічними запасами.

Вважаємо, що таке визначення досить влучне, бо воно відповідає запасам, які будуть видобуті за даною системою розробки. Якщо на якомусь етапі змінити систему розробки – застосувати методи підвищення нафтовіддачі, пробурити додатково свердловини тощо, то це зумовить відхилення від очікуваного напрямку вправо, що спричиняє завищення запасів. Тому потрібно порівнювати значини запасів, отриманих за графіком і за допомогою екстраполяції зі значинами запасів, визначеними в проекті розробки. Якщо технічні запаси менші від запасів за проектом, то потрібно переглянути запроектовану систему розробки.

Річний видобуток нафти
Сумарний видобуток нафти, млн. барелів

Рисунок 2.31 – Залежність річного видобутку нафти від сумарного видобутку нафти (Аргентина). Знаком  показано запаси за результатами геологічних досліджень

Графіки, подібні до графіка на рисунку 2.31, були побудовані для окремих покладів Передкарпатських нафтових родовищ і для більшості покладів технічні запаси виявились меншими від проектних. Для прикладу, на рисунку 2.32 проводимо залежність між річним і сумарним видобутком для менілітового покладу Долинського нафтового родовища.

Річний видобуток нафти, тис. т
Сумарний видобуток нафти, млн. т

Рисунок 2.32 – Залежність між поточним (річним) видобутком нафти і сумарним видобутком нафти для менілітового покладу Долинского родовища. Знаком  показано запаси за результатами геологічних досліджень

Розглянемо, до яких висновків можна дійти, якщо контроль за розробкою вести з використанням характеристик витіснення виду

, (2.149)

, (2.150)

де: – накопичений видобуток нафти; – накопичений видобуток рідини; А, А¹, В, В¹ – постійні коефіцієнти, що визначаються за фактичним матеріалом.

Оскільки при побудові характеристик витіснення по осі ординат відкладають накопичений видобуток нафти, то характеристика витіснення в часі завжди має висхідний характер.

При цьому, якщо на якомусь етапі розробки темп висхідної кривої (прямої) падає (зменшується кут нахилу прямої до осі абсцис), то це свідчить про необхідність регулювання процесу розробки, бо в ході продовження розробки без втручання в даний процес проектні рішення не будуть досягнуті.