585

На рис. 12.4 приведены варианты сценариев изменения обводненности продукции на поздних стадиях в зависимости от динамики выбытия обводненных скважин. Вариант зависимости w = f(η), соответствующий осредненной динамике фонда, представлен средней кривой (при η > 55 %). При более резком сокращения обводненного фонда скважин происходит снижение роста обводненности продукции – нижняя кривая. В варианте, когда высокообводненные скважины не выводятся из разработки, динамика обводненности растет наиболее резко – верхняя кривая

(см. рис. 12.4).

Рис. 12.4. Сценарии изменения обводненности продукции в зависимости от динамики выбытия высоокообводненных скважин: – факт; – без выбытия обводнившихся скважин; – прогноз по модели-аналогу; – с выбытием обводнившихся скважин

Для оценки бурения и выбытия фонда скважин введен показатель доли добывающего фонда от его максимальной величины Дф, который изменяется за историю разработки от первых процентных показателей в начале и в конце разработки залежи до 100 % в момент максимальной добычи. На рис. 12.5 приведены осредненные данные динамики фонда для карбонатных и терригенных коллекторов. Процесс выбытия скважин для терригенных и карбонатных залежей отличается.

91

Рис. 12.5. Динамика доли добывающего фонда от степени выработки запасов для карбонатных и терригенных залежей:

1 – терригенные залежи; 2 – карбонатные залежи

Для терригенных залежей максимальный фонд держится вплоть до достижения выработки 55 %, после чего начинает резко снижаться, при η = 90 % Дф опускается до 63 %. Для карбонатных залежей добывающие скважины начинают выбывать существенно раньше (начиная с η = 45 %), при η = 90 % доля скважин фонда от максимального опускается до 52 %. Более быстрое выбытие скважин для карбонатных эксплуатационных объектов объясняется наличием для них значительной по размерам водонефтяной зоны, а также частично возможными прорывами воды по зонам повышенной трещиноватости. Графики на рис. 12.5 характеризуют осредненную динамику фонда добывающих скважин от выработки запасов, при отклонении от нее необходимо вносить поправки в динамику w = f(η).

Прогнозную обводненность продукции скважин также снижают ГТМ по ограничению водопритока на добывающем и нагнетательном фонде, такие как изоляция обводнившихся пропластков установкой цементного моста либо путем закачки кремнийорганических соединений. Для месторождений Пермского края при приросте доли скважин с ГТМ на 1 % в среднем обводненность снижается на 0,9 %.

92

Для подавляющего большинства проанализированных объектов поздних стадий для прогнозных моделей w = f(η) получена высокая сходимость фактических значений с расчетными. Близкая сходимость фактической и прогнозной моделей w = f(η) свидетельствует о достоверной оценке запасов для эксплуатационных объектов поздних стадий разработки. На рис. 12.6 приведены примеры сравнения расчетных и фактических кривых для ряда эксплуатационных объектов с различными диапазонами вязкости нефти.

Например, при разработке объекта Т Опалихинского месторождения (рис. 12.6, б) при достижении выработки запасов η = 9,5 % введена система ППД с текущей закачкой в 2,1 раза больше расчетной, что резко увеличило обводненность. В диапазоне η от 12 до 18 % закачка рабочего агента существенно уменьшилась, в этот же период было выведено 4 обводнившихся скважины, что резко снизило обводненность. Влияние на динамику обводнения также оказывал быстрый ввод добывающих скважин, который был больше осредненного на 46 %, что, в свою очередь, заложило низкую динамику обводненности. Мероприятия по ограничению водопритока были реализованы в диапазоне η от 14 до 15 % и η от 30 до 36 % в объемах ДГТМ = 20 %, что привело к уменьшению обводненности –

∆wГТМ = –18 %.

Контроль оценки извлекаемых запасов нефти

Соответствие расчетной и фактической динамик w = f(η), которое мы наблюдаем на рис. 12.6, позволяет судить о достоверности оценки выработки эксплуатационных объектов и, соответственно, их остаточных извлекаемых запасов. Такая ситуация в результате анализа установлена для 96 % месторождений поздних стадий разработки эксплуатационных объектов Пермского края. В то же время для ряда объектов (4 %) такое соответствие не установлено, что может быть объяснено неверной оценкой для них величины НИЗ.

Фактическая обводненность должна быть ниже модельной для эксплуатационных объектов с завышенной выработкой запасов,

93

для которых извлекаемые запасы занижены. Фактическая обводненность должна быть выше модельной при заниженной выработке запасов, соответственно, в случае завышенной оценки запасов.

а

б

Рис. 12.6. Сопоставление фактической и прогнозной динамик обводненности продукции скважин: а – для башкирской залежи нефти Таныпского месторождения (µ = 6,8 мПа·с); б – для турнейской залежи высоковязкой нефти Опалихинского месторождения (µ = 71,9 мПа·с);

–––– – факт; - - - - - – прогноз

Возможности оперативного контроля остаточных извлекаемых запасов покажем на примере анализа динамики w = f(η) объекта Тл Казаковского месторождения (рис. 12.7). Сравнение фактической и прогнозной динамик w = f(η) для данного эксплуатационного объекта, выполненное при КИН = 0,325 (ПТД 2007 г.), показывает значительное отставание фактической обводненности от полученной в результате расчетов (рис. 12.7, а). Это свидетельствует о занижении принятых извлекаемых запасов, расхождение в оценке

94

выработки залежи составляет порядка 25 %. К настоящему времени в уточненном проектном документе на разработку (ПТД 2012 г.) за счет увеличения КИН запасы пересмотрены в сторону их увеличения (в 1,25 раза). Перестроенные с учетом этого зависимости w = f(η), где текущая выработка запасов уменьшена до 60 %, приведены на рис. 12.7, б. В результате расхождение показателей фактической и прогнозной обводненности не превышает 3 % (см.

рис. 12.7, б).

а

б

Рис. 12.7. Сопоставлениефактическойипрогнознойдинамикобводненности для тульской залежи нефти Казаковского месторождения по данным:

а – ПТД 2007 г.; б – ПТД 2012 г.; –––– – факт; - - - - - – прогноз

(по методике)

95

Таким образом, использование выявленных закономерностей изменения обводненности в зависимости от степени выработанности запасов повышает надежность прогнозирования проектных запасов. Значимые отклонения в фактической динамике обводненности от прогнозной могут свидетельствовать о неверной оценке извлекаемых запасов. Именно такие объекты, для которых нет соответствия текущей обводненности и выработки запасов, должны рекомендоваться как первоочередные для разработки новой проектно-технологической документации.

Оценка динамики газового фактора

При прогнозе объемов добычи попутного газа по годам разработки принималось, что при пластовом давлении выше давления насыщения выделение газа в свободную фазу в пласте не происходит. При снижении пластовых и забойных давлений ниже давления насыщения значение газового фактора сначала начинает превышать газосодержание, а затем закономерно снижается. С учетом этого объем добычи попутного нефтяного газа определен как

Qгi = f(Qн гi, G),

где Qгi – годовая добыча попутного нефтяного газа; Qн гi – годовая добыча нефти по залежи;

G – газосодержание пластовой нефти.

Прогноз динамики фонда скважин

На статистической выборке разрабатываемых месторождений по типам эксплуатационных объектов проводится анализ реализуемых систем разработки, соотношения количества добывающих скважин и запасов нефти, доли добывающих и нагнетательных скважин. Например, при разработке эксплуатационных объектов Предуральского прогиба (Пермский край) реализуются системы со следующими плотностями сетки:

–однадобывающая скважина проектируетсяна100 тыс. т НИЗ;

–соотношение нагнетательных и добывающих скважин в среднем составляет 1 : 4.

96

С учетом этого число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания залежи прогнозируется исходя из условия сохранения установленных пропорций:

Nдоб скв = НИЗ (1 – Вi /100) (1/ Аскв),

где НИЗ – начальные извлекаемые запасы нефти; Вi – выработка запасов нефти на i-й год;

Аскв – число извлекаемых запасов, на которые проектируется одна добывающая скважина.

Nнаг скв = Nдоб скв Анаг/доб,

где Nнаг скв – число нагнетательных скважин;

Анаг/доб – соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин.

Тема 13. СОДЕРЖАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ДОКУМЕНТА

Лекция – 3 часа

Проектные решения по технологии разработки должны приниматься с учетом технических возможностей (технического состояния скважин, наличия источников водоснабжения, современного уровня развития техники и т.д.).

Фонд эксплуатационных скважин

По назначению скважины подразделяются на поисковые, разведочные, эксплуатационные. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

–основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

–резервный фонд скважин;

–контрольные (наблюдательныеипьезометрические) скважины;

–оценочные скважины;

–специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

–скважины-дублеры.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания,

98

создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкции этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.

К контрольным скважинам относятся:

1)наблюдательные – для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта

впроцессе разработки залежи;

2)пьезометрические – для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи.

Специальные скважины предназначены для добычи технической воды (водозаборные), сброса промысловых вод (поглощающие), подземного хранения газа.

Водозаборные скважины предназначены для организации систем водоснабжения при бурении скважин и поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Cкважины-дублеры бурят в случае, когда проектная скважина оказалась в аварийном состоянии, но не выполнила своего проектного предназначения (например, не отобраны запасы в районе, дренируемом скважиной). Количество, размещение и порядок ввода этих скважин определяется в проектном документе.

99

На балансе нефтегазодобывающих предприятий также могут числиться законсервированные скважины. К ним относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения). Консервация скважин должна быть оформлена в соответствии с действующими положениями.

Технологический режим работы добывающих скважин

Технологический режим работы добывающих скважин, определяемый на основании норм отбора нефти и газа, обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется:

–пластовым, забойным и устьевым давлениями;

–дебитом жидкости (газа);

–обводненностью продукции;

–газовым фактором (выходом конденсата);

–количеством механических примесей в продукции;

–типом и размерами установленного эксплуатационного оборудования, режимами и временем его работы.

Для наблюдения за технологическим режимом работы добывающей скважины устанавливается контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Обвязка скважины принимается исходя из условий проведения комплекса исследований (индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, устьевого давления, расхода рабочих агентов, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и др.). Эксплуатация скважин, не оборудованных для указанных исследований, не допускается.

Анализ технического состояния скважин

Техническое состояние скважин является основой принятия решений по проведению на скважинах мероприятий по совершенствованию разработки.

Технические причины, ограничивающие возможность использования скважин:

100