Основы нефтегазового производства

25

добычи нефти (вида кривой годовой добычи нефти), вторая стадия определяется с 18 по 22 годы. Соответственно,

первая стадия длилась с 1 по 17 год, вторая стадия – с 18 по 22 годы. Начало третьей стадии – 23 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 23 по 32 год.

Таким образом, по графику выделены 4 стадии разработки:

1 стадия с 1 по 17 год;

2 стадия с 18 по 22 год;

3 стадия с 23 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 39 до 2251 тыс. т, к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 64 добывающих скважин) в

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

109 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 – 14,3% вес.,

выработка от НИЗ – 27,5%. Количество действующих добывающих скважин – 59, нагнетательных нет.

2 стадия, 18-22 г: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 21 году – 2655 тыс.т. Темп отбора от НИЗ в среднем составил 6,6%. Количество действующих

Консорциум « Н е д р а »

26

добывающих скважин снизилось до 53 штук. Среднесуточные дебиты одной скважины составляют 130,1-144,5 т/сут.

Увеличение годовой добычи нефти достигнуто за счёт разбуривания проектного и резервного фонда скважин в оставшихся частях месторождения. В 18 году начато заводнение, и на второй стадии разработки месторождения закачка воды равна 66-945 тыс. м3.

На конец стадии обводнённость – 37,2% вес., выработка НИЗ – 60,8%. На конец стадии было добыто 23644 тыс. т

нефти и 29436 тыс. т жидкости.

3 стадия, 23-32 г: падающей добычи нефти, характеризуется плавным падением годовой добычи нефти с 2333 до

442 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 57 единиц, что наряду с переводом нескольких скважин в периодическую эксплуатацию, а также с суммарной закачкой 11537 тыс. м3, способствовало максимизации добычи жидкости до 4832

тыс. т. Фонд нагнетательных скважин составляет 17 скважин.

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

(ВНК), наличием зон низкой и высокой продуктивности. На конец стадии выработка НИЗ – 90,7%, темп отбора – 1,1%,

обводнённость – 90% вес., закачано воды – 14021 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 35268 тыс. т, жидкости – 74245

тыс.т.

4 стадия, с 33 года по настоящее время: завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти с 354 до 155 тыс. т и увеличение обводненности до 92,68 % вес. Темп отбора 0,9 –

Консорциум « Н е д р а »

27

0,4% от НИЗ. Годовая закачка остается на уровне 1264-674 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 37633 тыс. т, жидкости

– 104471 тыс.т. Фонд добывающих скважин на конец 43 года – 56, нагнетательных – 11.

Разработка пласта X будет вестись до предела рентабельности, что соответствует обводненности 95% вес., с учетом того, что текущая выработка 96,7%, то проектный КИН, скорее всего, будет достигнут.

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 »

28

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 высокой эффективности разработки говорит тот факт, что при текущем значении обводненности 92,6 %

вес. степень выработки составляет 96,7%. 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 достигнет проектные значения.

Определение типа выработки запасов.

Очевидно, что рассматриваемый пример относится ко второму типу выработки запасов. Об этом свидетельствует снижение отбора жидкости из залежи в связи со значительным сокращением фонда скважин, из-за их полного обводнения. Наблюдается следующая динамика обводнения:

-скважины длительное время работают без воды

-с появлением воды наблюдается бурный рост обводненности

-скважины менее чем за год обводняются до 90-98%

-обводненность оставшегося фонда скважин невелика, так как они расположены в зонах концентрации остаточных запасов.

Второй тип характеризуется, в основном, перемещением фронта нагнетания вдоль напластования, так как к этому типу относятся залежи, разрабатываемые в основном при внутриконтурном заводнении. Фронт вытеснения является практически вертикальным, и его растягивание в процессе разработки зависит от неоднородности пласта. Площадь в

Консорциум « Н е д р а »

29

процессе разработки делится на выработанные зоны с обводненностью 98-100% и оставшиеся нефтенасыщенные зоны, в

пределах которых расположены действующие, мало обводненные скважины. Из-за резкого сокращения фонда скважин отбор жидкости постепенно уменьшается.

При этом вследствие неоднородности залежи по простиранию и наличия литологических экранов могут образовываться невыработанные участки залежи с ухудшенными фильтрационными свойствами. Для подключения их к разработке может понадобиться внедрение ГТМ, способствующих увеличению охвата залежи воздействием

(направленный гидроразрыв пласта и зарезка боковых стволов в направлении максимальных остаточных нефтенасыщенных толщин, уплотнение сетки скважин и др.). Наличие невыработанных пропластков может быть определено по результатам построения и анализа карт остаточных нефтенасыщенных толщин.

Консорциум « Н е д р а »

30

Ответ на теоретические вопросы к заданию №3.

1.В каких весовых единицах измеряется добыча?

Добыча измеряется в тоннах или в тысячах тонн (за значительный период времени).

2.Дайте определение дебита скважины, в каких единицах он измеряется?

Количество добытой нефти, газа, жидкости или воды из одной скважины объекта, отнесенное к временному периоду, за который оно было извлечено, называется дебитом скважины (qH, qГ, qВ, qЖ) и измеряется в м3/сут или т/сут.

Всистеме СИ дебит скважины измеряется в м3/с.

3.Дайте определение понятия обводненности залежи?

Обводненность добываемой продукции характеризует долю воды в общем потоке скважинной продукции,

измеряется в % или долях единицы. Представляет собой отношение объема добываемой воды к объему добываемой жидкости (объемная) или газожидкостной смеси (для газовых залежей), также может быть весовой (отношение добываемых масс воды и жидкости): Fв=Qв/Qж·100%.

4.Что характеризует и как может использоваться газовый фактор?

Газовый фактор – это объем добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, приходящего на одну тонну нефти (м3/т) или кубометр нефти (м3/ м3): Гф=Qг/Qн.

5.Что такое и как определяется нефтесодержание?

Для нефтяной залежи обратным обводненности является показатель нефтесодержания, который характеризует долю нефти в общем потоке скважинной продукции, также измеряется либо в объемных и весовых % или долях единицы, его можно определить как: Fн=100%-Fв.

Консорциум « Н е д р а »

31

6. Приведите зависимости для расчета конечной и текущей нефтеотдачи, в чем их принципиальное

различие?

Нефтеотдача или коэффициент извлечения нефти (КИН) – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Текущая нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки к первоначальным (геологическим) запасам

Qгеол: КИНтек=∑Qн/Qгеол.

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти за весь период разработки (извлекаемые запасы

Qизвл) к первоначальным (геологическим) запасам. Измеряется в долях единиц: КИН=Qизвл/Qгеол.

7.Приведите особенности показателей разработки газовой залежи?

Для газовых и газоконденсатных залежей вводятся аналогично п. 6 коэффициенты текущей и накопленной газоотдачи (КИГ).

Аналогично п. 5 может быть определена доля газа в общем объеме газожидкостной смеси поступающей из скважины, однако необходимо учитывать, что жидкость может представлять собой не только пластовую воду, но и смесь пластовой воды с попутно добываемой нефтью.

При разработке газовой залежи попутной будет добыча нефти.

8.Дайте определение приемистости нагнетательных скважин.

Аналогично дебиту добывающих скважин, для скважин, используемых для закачки агентов (нагнетательных скважин) используется показатель приемистость, который показывает количество воды, закачиваемое в одну скважину за определенное время, измеряется в м3/сут.

Консорциум « Н е д р а »