Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 5

Ответ на теоретические вопросы к заданию №2.

1.Дайте определение объекта разработки и залежи, в чем их принципиальное отличие?

Под залежами понимаются единичные естественные локальные скопления углеводородов в одном и/или нескольких пластах-коллекторах (горных породах, способных содержать и пропускать жидкую фазу при создании депрессии в 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.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

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.

Задание №3. Определение стадий разработки пласта.

Таблица 2.

Технологические показатели работы пласта, вариант 0

Консорциум « Н е д р а »

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) – 3540 тыс. т, КИН – 0,59.

Рис. 1. График основных технологических показателей разработки пласта X

Консорциум « Н е д р а »

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

на рис. 1.

Выделения и описания стадий разработки

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

Консорциум « Н е д р а »

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.

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%,

Консорциум « Н е д р а »

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

тыс.т.

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);

Консорциум « Н е д р а »