Основы нефтегазового производства

•Нецелесообразно объединять пласты с различным фазовым состоянием углеводородов и режимами пластовой энергии.

•Условия разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект,

тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти.

Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи пласта.

•Нецелесообразно объединять пласты с различной техникой и технологией эксплуатации скважин.

4.Объясните влияние глубины залегания продуктивных отложений на выделение объектов?

Объединение двух пластов с различными глубинами, то есть с различными давлениями, приведут к отсутствию притока из пласта с меньшим давлением. Также могут возникнуть сложности с подбором и с работой насосного оборудования. Если существует необходимость, то более целесообразно применять одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ).

5. Объясните, как влияет величина извлекаемых запасов месторождения на выделение объектов и

последовательность их ввода в разработку?

Выделяются самостоятельные залежи, то есть те которые будут разрабатываться собственной сеткой скважин, и

возвратные. К возвратным относятся, как правило, невыдержанные, сильно прерывистые по площади линзовидные залежи с небольшими извлекаемыми запасами (менее 1 млн тонн), разрабатываемые транзитными скважинами,

пробуренными на другие горизонты и переведенными на возвратный объекты после выработки запасов из основных объектов. Часто возвратными объектами являются пласты, разработка которых самостоятельной сеткой скважин является нерентабельной и их нельзя объединить в один объект разработки с другими залежами месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

X 1 купола вводится в разработку с N года на упруговодонапорном режиме. Утвержденные начальные извлекаемые запасы (НИЗ) – 9766 тыс. т, КИН – 0,48.

Рис. 2. График основных технологических показателей разработки пласта X

Рассмотрим разработку пласта X 1 купола по стадиям. Фактические показатели разработки представлены в табл. 2 и

на рис. 2.

Консорциум « Н е д р а »

1 стадия, 1-6 годы: называется начальной, характеризуется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти с 46 до 573 тыс. т, к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 30 добывающих скважин) в

течение всей стадии залежи и ее обустройством, среднесуточный дебит 1 скважины по нефти на конец стадии возрос до

56,5 т/сут. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть, но в связи с условиями, рассмотренными ниже,

добыча воды из пласта X началась уже на первой стадии разработки. На конец стадии обводнённость – 5,5% вес.,

выработка от НИЗ – 18,1%. Количество действующих добывающих скважин – 29, нагнетательных нет.

2 стадия, 7-13 г: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 12 году – 792 тыс.т. Темп отбора от НИЗ в среднем составил 8,4%. Количество действующих добывающих скважин несколько снизилось до 23 штук. Среднесуточные дебиты одной скважины составляют 75,7-113,2

т/сут. Увеличение годовой добычи нефти достигнуто за счёт разбуривания проектного и резервного фонда скважин в оставшихся частях месторождения. В 9 году начато заводнение, и на второй стадии разработки месторождения закачка воды равна 903-1056 тыс. м3. На конец стадии обводнённость – 33,3% вес., выработка НИЗ – 76,9%. На конец стадии было добыто 6739 тыс. т нефти и 7871 тыс. т жидкости.

3 стадия, 14-24 г: падающей добычи нефти, характеризуется плавным падением годовой добычи нефти с 640 до 108

тыс. т, значительным ростом обводненности до 87,7 % вес.

Консорциум « Н е д р а »

За счет перевода на вышележащие горизонты высокообводнившихся скважин, разбуривания неразрабатываемых участков, вывода скважин из пьезометрического и бездействущего фонда, фонд добывающих скважин практически не снижается и на конец стадии составляет 22 единиц, что наряду с переводом нескольких скважин в периодическую эксплуатацию, а также с увеличением закачки до 1043 тыс. м3, способствовало максимизации добычи жидкости до 1036

тыс. т. Фонд нагнетательных скважин в 19-20 годах максимален и составляет 13 скважин.

Промысловый анализ показал также, что извлечение нефти сопровождается подъемом водонефтяного контакта

(ВНК), наличием зон низкой и высокой продуктивности. На конец стадии выработка НИЗ – 105,6%, темп отбора – 1,2%,

обводнённость – 87,7% вес., закачано воды – 14121 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 9253 тыс. т, жидкости – 18232

тыс.т.

4 стадия, с 25 года по настоящее время: завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти с 77 до 26 тыс. т и увеличение обводненности до 94,3 % вес. Темп отбора 0,9 – 0,3%

от НИЗ. Годовая закачка постепенно снижается до 346 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 9948 тыс. т, жидкости –

26986 тыс.т. Фонд добывающих скважин на конец 38 года – 23, нагнетательных – 6.

Разработка пласта X будет вестись до предела рентабельности, что соответствует обводненности 95% вес., с учетом того, что текущая выработка 113,5%, т.е. проектный КИН превзойден.

Консорциум « Н е д р а »