Основы нефтегазового производства

области фильтрации) представляющих собой единое гидродинамическое тело, т.е. сообщающихся друг с другом, а также ограниченных по кровле и подошве плотными глинистыми непроницаемыми породами-покрышками.

Объект разработки — в отличии от залежи, это искусственно выделенное (то есть человеком, а не природой) в

пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов),

содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин, то есть объект разрабатывается «своей сеткой скважин».

2.Какие бывают виды объектов разработки, охарактеризуйте их?

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные, т. е. разрабатываемые в данное время и возвратные, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

3.Какие факторы влияют на выделение объектов разработки?

При обосновании объектов разработки в первую очередь учитываются следующие факторы:

•Геолого-физические характеристика коллекторов – глубина залегания продуктивных отложений, общая и эффективная нефтенасыщенная толщина, проницаемость, неоднородность коллекторов и др.

•Физико-химические свойства нефти, газа и воды – вязкость, плотность, различное содержание парафина,

сероводорода в нефти, химическая совместимость пластовых вод.

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

Консорциум « Н е д р а »

•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 »

Задание №3. Определение стадий разработки пласта.

Таблица 2.

Технологические показатели работы пласта, вариант 7

Консорциум « Н е д р а »

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) – 17376 тыс. т, КИН – 0,48.

Консорциум « Н е д р а »

добычи нефти (вида кривой годовой добычи нефти), вторая стадия определяется с 18 по 24 годы. Соответственно первая стадия длилась с 1 по 17 год, вторая стадия – с 18 по 24 годы. Начало третьей стадии – 25 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 34 году при обводненности 91,5 %. Так как темп отбора является более значимым показателем, чем обводненность, 34 год принимается за начало четвертой стадии разработки. В результате,

определилась третья стадия разработки – с 25 по 33 год.

Таким образом, по графику выделены 4 стадии разработки:

1 стадия с 1 по 17 год;

2 стадия с 18 по 24 год;

3 стадия с 25 по 33 год;

4 стадия с 34 по настоящее время.

1 стадия, 1-17 годы: называется начальной, характеризуется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти с 7 до 1014 тыс. т, к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 110 добывающих скважин) в

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

26,3 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 16 году начато заводнение, и на первой стадии разработки месторождения закачка воды равна 2836-2904 тыс. м3. На конец стадии обводнённость – 13,1% вес.,

выработка от НИЗ – 24,6%. Количество действующих добывающих скважин – 110, нагнетательных 25.

Консорциум « Н е д р а »

2 стадия, 18-24 г: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 21 году – 1226 тыс.т. Темп отбора от НИЗ в среднем составил 6,67%. Количество действующих добывающих скважин несколько снизилось до 103 штук. Среднесуточные дебиты одной скважины составляют 29,3 – 38,1 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 – 46,7% вес., выработка НИЗ – 71,2 %. На конец стадии было добыто 12366

тыс. т нефти и 16494 тыс. т жидкости.

3 стадия, 25-33 г: падающей добычи нефти, характеризуется пласным падением годовой добычи нефти с 838 до 176

тыс. т, значительным ростом обводненности до 90,8 % 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 108 единиц, что наряду с переводом нескольких скважин в периодическую эксплуатацию, а также с увеличением закачки до 4113 тыс. м3, способствовало максимизации добычи жидкости до 2358

тыс. т. Фонд нагнетательных скважин в 29 году максимален и составляет 57 скважин.

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

(ВНК), наличием зон низкой и высокой продуктивности. На конец стадии выработка НИЗ – 92,5 %, темп отбора - 1%,

обводнённость – 90,8% вес., закачано воды – 63548 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 16069 тыс. т, жидкости – 35923

тыс.т.

Консорциум « Н е д р а »

4 стадия, с 34 года по настоящее время: завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти со 149 до 82 тыс. т и увеличение обводненности до 91,9 % вес. Темп отбора 0,9 – 0,5

% от НИЗ. Годовая закачка постепенно снижается до 1626 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 16994 тыс. т, жидкости –

48020 тыс.т. Фонд добывающих скважин на конец 42 года – 106, нагнетательных – 39.

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 »