Основы нефтегазового производства

21

Задание №3. Определение стадий разработки пласта.

Таблица 2.

Технологические показатели работы пласта, вариант 0

Консорциум « Н е д р а »

23

X 1 купола вводится в разработку с N года на упруговодонапорном режиме. Утвержденные начальные извлекаемые запасы (НИЗ) – 3540 тыс. т, КИН – 0,59.

Рис. 1. 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. 1.

Выделения и описания стадий разработки

Консорциум « Н е д р а »

24

Для выделения стадий находится максимальная добыча нефти, которая в рассматриваемом примере была достигнута в 6 году – 395 т. тонн нефти, 10% от нее составляет 39 т. тонн и с учетом характера динамики годовой добычи нефти (вида кривой годовой добычи нефти), вторая стадия определяется с 5 по 6 годы. Соответственно, первая стадия длилась с 1 по 4 год, вторая стадия – с 5 по 6 годы. Начало третьей стадии – 7 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 24 году при обводненности 93,5%. Так как темп отбора является более значимым показателем, чем обводненность, 24 год принимается за начало четвертой стадии разработки. В результате,

определилась третья стадия разработки – с 7 по 23 год.

Таким образом, по графику выделены 4 стадии разработки:

1 стадия с 1 по 4 год;

2 стадия с 5 по 6 год;

3 стадия с 7 по 23 год;

4 стадия с 24 по настоящее время.

1 стадия, 1-4 годы: называется начальной, характеризуется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти с 72 до 246 тыс. т, к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 8 добывающих скважин) в течение всей стадии залежи и ее обустройством, среднесуточный дебит 1 скважины по нефти на конец стадии возрос до 93,6

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 – 17,7% вес.,

выработка от НИЗ – 18,3%. Количество действующих добывающих скважин – 8, нагнетательных нет.

Консорциум « Н е д р а »

25

2 стадия, 5-6 г: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 6 году – 395 тыс.т. Темп отбора от НИЗ в среднем составил 11%. Количество действующих добывающих скважин выросло до 13 штук. Среднесуточные дебиты одной скважины составляют 90,2-99 т/сут.

Увеличение годовой добычи нефти достигнуто за счёт разбуривания проектного и резервного фонда скважин в оставшихся частях месторождения. На конец стадии обводнённость – 57,3% вес., выработка НИЗ – 40,3%. На конец стадии было добыто 1426 тыс. т нефти и 2434 тыс. т жидкости.

3 стадия, 7-23 г: падающей добычи нефти, характеризуется плавным падением годовой добычи нефти с 291 до 34

тыс. т, значительным ростом обводненности до 93,1 % вес.

В 9 году начато заводнение, и на второй стадии разработки месторождения закачка воды равна 50-383 тыс. м3.

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 12 единиц, что наряду с переводом нескольких скважин в периодическую эксплуатацию, а также с суммарной закачкой 2911 тыс. м3, способствовало максимизации добычи жидкости до 1290 тыс.

т. Фонд нагнетательных скважин годах составляет 2 скважины.

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

(ВНК), наличием зон низкой и высокой продуктивности. На конец стадии выработка НИЗ – 89,2%, темп отбора – 1%,

обводнённость – 93,1% вес., закачано воды – 2911 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 3156 тыс. т, жидкости – 18115

тыс.т.

Консорциум « Н е д р а »

26

4 стадия, с 24 года по настоящее время: завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти с 33 до 19 тыс. т и увеличение обводненности до 93,8 % вес. Темп отбора 0,9 – 0,5%

от НИЗ. Годовая закачка остается на уровне 224 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 3260 тыс. т, жидкости – 20085

тыс.т. Фонд добывающих скважин на конец 28 года – 8, нагнетательных – 3.

Разработка пласта X будет вестись до предела рентабельности, что соответствует обводненности 95% вес., с учетом того, что текущая выработка 92,1%, 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

Консорциум « Н е д р а »

27

главных факторов, влияющим на обводнение скважин на начальном этапе, является активность водонапорной системы

(ВНЗ занимает почти 62%).

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 93,8 %

вес. степень выработки составляет 92,1%. 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.

Консорциум « Н е д р а »

28

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 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 »