Уваровского месторождения

45

Рисунок 2.2 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки пластов

С-I'+С-I Уваровского купола

Консорциум « Н е д р а »

2.4 Анализ пластового давления и режимов разработки залежей

Разработка объекта C-Iʹ+C-I ведется на естественном упруго-водонапорном режиме. Первоначальное пластовое давление по пласту С-I составляло 24 МПа, давление насыщение 2,9 МПа, по пласту С-Iʹ – 23,63МПа, давление насыщения 4,5 МПа.

По состоянию на 01.01.2018 г пластовое давление по пласту С-I в контуре нефтеносности составляет 20,9 МПа, что

на 3,1 МПа меньше первоначального, по пласту С-Iʹ – 21,25 МПа, что на 2,38 МПа меньше первоначального.

Незначительное уменьшение пластового давления указывает на активную законтурную область пластов С-Iʹ и С-I. Так как скважины пласта С-Iʹ работают в основном совместно с пластом С-I. Давление по пласту С-I меняется незначительно, даже в период наибольших отборов пластовое давление не снижалось ниже 20,1 Мпа [30]. Начиная с

Консорциум « Н е д р а »

47

2004 года пластовое давление восстанавливается до первоначального, что говорит о хорошей связи залежи с законтурной водонапорной областью. Для дальнейшей выработки запасов нет необходимости в создание системы для поддержания пластового давления путем закачки воды. Динамика пластового давления эксплуатационного объекта C-

Iʹ+C-I представлена на рисунке 2.2.

2.5 Мероприятия по контролю и регулированию разработки После принятия к реализации проектного документа, определяющего разработку нефтяного месторождения,

приступают к разбуриванию месторождения, его обустройству и собственно к добыче нефти и газа из месторождения.

Начиная с ввода месторождения в разработку до самого окончания этого процесса не прекращают измерения

(исследования) геологофизических свойств месторождения и показателей его разработки. При этом накапливаются многочисленные сведения, позволяющие не только лучше познавать характеристики месторождения и изучать ход его разработки, но и управлять процессами извлечения нефти из недр.

Основой для изучения свойств месторождения и характера процессов его разработки служат данные количественных гидродинамических и геофизических измерений, производимых в скважинах, а также данные исследования физико-химических свойств извлекаемых из пластов и закачиваемых в них веществ. При этом проводят следующие измерения и исследования:

−стандартные геофизические измерения кажущегося электрического сопротивления пород и потенциала собственной поляризации в геологическом разрезе, вскрываемом скважиной, во всех вновь пробуренных скважинах.

−исследования при помощи испытателей пластов в разведочных скважинах и в некоторых случаях бурения эксплуатационных скважин. В большинстве скважин керн отбирают из продуктивного пласта.

Консорциум « Н е д р а »

48

− исследования методами установившихся отборов и закачки с целью построения индикаторных кривых в добывающих и нагнетательных скважинах. Практически все скважины должны быть исследованы методом восстановления забойного давления. При этом такие исследования повторяют через 1-2 года или чаще, если происходит воздействие на призабойную зону скважин. Замеры забойного и пластового давлений без снятия индикаторных кривых

икривых восстановления давления производят в среднем один раз в полгода [31].

Впроцессе разработки нефтяных месторождений с применением обычного заводнения осуществляют замеры температуры в скважинах примерно один раз в год. Если при заводнении нефтяных пластов используют воду с температурой ниже пластовой, что может привести к кристаллизации парафина в нефти, пластовую температуру замеряют чаще. При использовании тепловых методов разработки нефтяных месторождений, особенно в начальный период их применения, можно проводить ежемесячные или более частые замеры температуры в добывающих скважинах.

Весьма важное значение для контроля и анализа разработки нефтяных месторождений имеют измерения профилей притока и приемистости скважин глубинными дебитомерами и расходомерами. Периодичность проведения таких исследований в каждой скважине составляет от полугода до одного года. В необходимых случаях эти измерения можно проводить с большей частотой.

Перед составлением технологических схем и проектов разработки в значительном числе скважин, расположенных на различных участках месторождения, отбирают глубинные пробы добываемой продукции. В отдельных скважинах такие отборы повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда, например, анализ глубинных проб нефти и

Консорциум « Н е д р а »

49

воды позволяет судить о перемещении водонефтяного контакта или осаждении парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще [32].

Обязательны замеры дебитов нефти и воды на всех скважинах. Такие замеры проводят на групповых замерных установках.

Для анализа разработки нефтяных месторождений важны одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода, забойной температуры при помощи комплексных глубинных приборов.

Для определения положения водо- и газонефтяного контактов в скважинах используют методы глубинных нейтронных и импульсных нейтрон-нейтронных исследований (“каротажа”). Такие исследования проводят в скважинах примерно один раз в полгода.

В некоторых случаях при исследованиях применяют радиоактивные изотопы (в частности, при закачке в пласты трития), акустический каротаж, глубинное фотографирование и другие специальные виды исследований.

К закачиваемым в пласты воде, газу и другим веществам могут добавляться не только радиоактивные, но и обычные вещества-индикаторы с иным химическим составом и концентрацией веществ, чем пластовые флюиды. Отбор этих веществ-индикаторов в добывающих скважинах и анализ получаемых веществ дают весьма важную информацию о внутрипластовых потоках.

Все указанные измерения, проводимые в процессе разработки каждого отдельного месторождения, направлены не только на более глубокое познание самих процессов извлечения нефти, но и на дальнейшее изучение недр и, в первую очередь, продуктивных пластов.

Консорциум « Н е д р а »

50

Всю информацию, включающую параметры, характеризующие пласты и скважины разрабатываемого месторождения, систему разработки, технологические, технико-экономические и экономические показатели, хранят в службах обработки информации, информационно-вычислительных центрах.

Отдельно регистрируются технологические и технические мероприятия, которые осуществляются на скважинах в процессе разработки месторождений, а также технико-экономические, экономические показатели, нормативы, плановые и другие заданные цифры.

Для хранения массивов информации о разработке нефтяных месторождений используют машинные носители информации: магнитные диски, магнитные ленты, перфокарты, перфоленты. Эти накопители информации подсоединяют к электронным системам соответствующих информационных служб и вычислительных центров [33].

Программы выборки и обработки информации о разработке нефтяного месторождения предназначены для составления справок, отчетов, подготовки исходной информации для составления проектных документов по разработке месторождений, для анализа и регулирования разработки, прогнозирования. Например, если требуется построить карту изобар на определенную дату, то соответствующая программа выбирает из всего информационного массива те данные,

которые как раз и необходимы для построения этой карты.

Известны программы, позволяющие осуществить автоматическое построение графиков и карт, в том числе карт изобар, при помощи графопостроителей. Если необходимо нанести на карту положения водонефтяного контакта на определенные даты, то программа осуществляет выборку из информационного массива соответствующих данных о замерах положений водонефтяного контакта и т.д. В некоторых нестандартных случаях обеспечиваются только

Консорциум « Н е д р а »

51

компьютерная выборка и распечатка исходных данных для построения отдельных зависимостей и карт, а построения осуществляют специалисты, анализирующие разработку месторождения.

В процессе анализа не только строят различные взаимосвязи показателей разработки, но и выявляют причины возникновения или отсутствия этих взаимосвязей, находят пути улучшения показателей разработки месторождений путем регулирования или подготовки и осуществления нового проектного решения.

2.6 Анализ эксплуатационного фонда добывающих скважин

Характеристика фонда скважин пластов С-I'+С-I Уваровского купола представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Характеристика добывающего фонда скважин пластов С-I'+С-I Уваровского купола на 01.01.2019 г.

По состоянию на 01.01.2019 года в добывающем фонде пластов С-I'+С-I Уваровского купола числится 23 скважин:

−Постоянно действующий фонд 18 скважин, 78%;

−Периодически действующий фонд 4 скважины, 17%.

−Бездействующий фонд одна скважина, 4%.

Распределение добывающего фонда по режимам эксплуатации представлено на рисунке 2.3.

В постоянно действующем фонде скважин:

− 18 УЭЦН, 100%;

Консорциум « Н е д р а »

52

Распределение постоянно действующего фонда добывающих скважин по способам эксплуатации представлено на

рисунке 2.4.

18; 78%

4; 18%

Рисунок.2.3 - Распределение добывающего фонда по режимам эксплуатации

Консорциум « Н е д р а »

53

ЭЦН; 18; 100%

Рисунок 2.4 - Распределение постоянно действующих добывающих скважин по способам эксплуатаци

2.7 Анализ работы постоянно действующего фонда скважин, оборудованного УЭЦН

В постоянно действующем фонде пластов С-I'+С-I Уваровского купола УЭЦН оборудованы 18 скважин.

Технологический режим работы скважин оборудованных УЭЦН представлен в таблице 2.5.

На 01.01.2019 года пять скважин (28%) работали с дебитом по нефти меньше 4,0 т/сут, восемь скважин (44%)

работали с дебитами от 4,1 до 7,0 т/сут. Три скважины (17%) работали с дебитами от 7,1 до 10 т/сут, и еще две скважины работали с дебитом свыше 10 т/сут. Максимальный дебит по нефти составлял 36,6 т/сут, минимальный 1,0 т/сут.

Средний дебит составлял 7,2 т/сут. Распределение представлено на рисунке 2.5.

Консорциум « Н е д р а »