Основы нефтегазового производства

35

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 »

36

Задание №3. Определение стадий разработки пласта.

Таблица 2.

Консорциум « Н е д р а »

37

Консорциум « Н е д р а »

38

Месторождение открыто в N году, в промышленной эксплуатации залежь пласта X находится с 1 года. Имеет сложное геологическое строение и включает в себя 6 поднятий. Согласно проектному документу, анализируемый пласт

X 1 купола вводится в разработку с N года на упруговодонапорном режиме. Утвержденные начальные извлекаемые запасы (НИЗ) – 37366 тыс. т, КИН – 0,48.

Консорциум « Н е д р а »

39

Рис. 3. 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. 3.

Выделения и описания стадий разработки

Для выделения стадий находится максимальная добыча нефти, которая в рассматриваемом примере была достигнута в 21 году – 2461 т. тонн нефти, 10% от нее составляет 246,1 т. тонн и с учетом характера динамики годовой

Консорциум « Н е д р а »

40

добычи нефти (вида кривой годовой добычи нефти), вторая стадия определяется с 18 по 23 годы. Соответственно первая стадия длилась с 1 по 17 год, вторая стадия – с 18 по 23 годы. Начало третьей стадии – 21 год. Для выделения четвертой стадии находим год, где темп отбора нефти ниже 1%, а обводненность выше 90%. В рассматриваемом примере темп отбора становится менее 1 % в 33 году при обводненности 90,8 %. Так как темп отбора является более значимым показателем, чем обводненность, 33 год принимается за начало четвертой стадии разработки. В результате,

определилась третья стадия разработки – с 24 по 32 год.

Таким образом, по графику выделены 4 стадии разработки:

1 стадия с 1 по 17 год;

2 стадия с 18 по 23 год;

3 стадия с 24 по 32 год;

4 стадия с 33 по настоящее время.

1 стадия, 1-17 годы: называется начальной, характеризуется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти с 31 до 2111 тыс. т, к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 121 добывающих скважин) в

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

54,8 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. В 12 году начато заводнение, и на первой стадии разработки месторождения закачка воды равна 197-2904 тыс. м3. На конец стадии обводнённость – 13,1% вес.,

выработка от НИЗ – 24,7%. Количество действующих добывающих скважин – 110, нагнетательных 33.

Консорциум « Н е д р а »

41

2 стадия, 18-23 г: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 21 году – 2461 тыс.т. Темп отбора от НИЗ в среднем составил 6,33%. Количество действующих добывающих скважин несколько снизилось до 92 штук. Среднесуточные дебиты одной скважины составляют 65,1-76,4

т/сут. Увеличение годовой добычи нефти в 3 раза достигнуто за счёт разбуривания проектного и резервного фонда скважин в оставшихся частях месторождения. На второй стадии разработки месторождения закачка воды равна 3188-

3797 тыс. м3. На конец стадии обводнённость – 42,9% вес., выработка НИЗ – 62,7 %. На конец стадии было добыто 23428

тыс. т нефти и 29940 тыс. т жидкости.

3 стадия, 24-35 г: падающей добычи нефти, характеризуется плавным падением годовой добычи нефти с 2122 до

435 тыс. т, значительным ростом обводненности до 90 % вес.

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 111 единиц, что наряду с переводом нескольких скважин в периодическую эксплуатацию, а также с увеличением закачки до 4113 тыс. м3, способствовало максимизации добычи жидкости до 4648

тыс. т. Фонд нагнетательных скважин в 32 году максимален и составляет 59 скважин.

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

(ВНК), наличием зон низкой и высокой продуктивности. На конец стадии выработка НИЗ – 86,9 %, темп отбора – 1,2%,

обводнённость – 90% вес., закачано воды – 64846 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 32488 тыс. т, жидкости – 68404

тыс.т.

Консорциум « Н е д р а »

42

4 стадия, с 33 года по настоящее время: завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти с 348 до 144 тыс. т и увеличение обводненности до 93,6 % вес. Темп отбора 0,9 – 0,4

% от НИЗ. Годовая закачка постепенно снижается до 1626 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 35049 тыс. т, жидкости –

101566 тыс.т. Фонд добывающих скважин на конец 42 года – 110, нагнетательных – 51.

Разработка пласта X будет вестись до предела рентабельности, что соответствует обводненности 95% вес.

Для рассматриваемого пласта X основные причины обводнения, на первой стадии разработки до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД – закачки воды), делятся на две большие группы:

техническая и геолого-физическая и технологическая.

К техническим причинам обводнения в основном относятся:

- нарушение герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозии, она вызвана достаточно высоким содержанием серы в нефти (массовое содержание серы 2,8 %);

- заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов;

- нарушение технологии при разбуривании цементных мостов.

К геолого-физическим и технологическим причинам относятся:

- наличие широких водонефтяных зон от 100 до 300 м (ВНЗ);

Несмотря на это, промысловые данные показывают, что в условиях относительно однородного пласта запасы водонефтяной зоны также участвуют в разработке. Поскольку закачка воды в пласт начата только в 16 г., одним из главных факторов, влияющим на обводнение скважин на начальном этапе, является активность водонапорной системы

(ВНЗ занимает почти 62%).

Консорциум « Н е д р а »

43

Также причиной обводнения является повышенная вязкость нефти (6,7 мПа·с), за счет чего вода с вязкостью примерно 1 мПа·с быстрее поступает к забою добывающих скважин, что приводит к явлению конусообразования.

Определение эффективности разработки по косвенным показателям

Косвенно о достаточной эффективности разработки говорит тот факт, что при текущем значении обводненности

93,6 % вес. степень выработки составляет 93,8 %. В сложившихся условиях возможно спрогнозировать практически полную выработку извлекаемых запасов, так как в ближайшее время будет достигнут предел рентабельности по обводненности (95%), а накопленная добыча нефти при этом приблизится к проектным значениям.

Определение типа выработки запасов.

Очевидно, что рассматриваемый пример относится к первому типу выработки запасов. Об этом свидетельствует сохранение отбора жидкости из скважин на протяжении третьей и четвертой стадий, начиная с 16 года разработки.

Также наблюдается следующая динамика обводнения:

-вода начинает добываться в относительно короткий интервал времени после начала эксплуатации уже на 1 году разработки и происходит медленное нарастание обводненности;

-скважины работают с водой в течение многих лет, и вместе с нефтью добывается большое количество пластовой воды, что подтверждается стабильностью фонда добывающих скважин с 14 года по настоящее время – порядка 100

скважин.

Так как для данного типа выработки запасов характерно преобладание горизонтального подъема ВНК, происходит опережающее продвижение ВНК по подошве пласта, при этом вследствие неоднородности залежи по напластованию могут образовываться невыработанные продуктивные интервалы. Для подключения их к разработке может

Консорциум « Н е д р а »