Разработка нефтяных и газовых месторождений 8

Консорциум « Н е д р а »

Пласты 2, 3, 4 схожи по глубине, типу коллектора, пористости, нефтенасыщенности, пластовому давлению и температуре. Но по пласту 3 сильно отличается проницаемость, другая вязкость и плотность нефти, а также газовый фактор, поэтому его лучше разрабатывать отдельно, а пласты 2 и 4 – совместно, особенно с учетом того, что по пласту 4 запасы маленькие, и он может являться сопутствующим пластом для пласта №2.

Консорциум « Н е д р а »

Пласт 1 отличается от остальных, в первую очередь, типом коллектора, глубиной и, соответственно, пластовыми давлением и температурой, поэтому его также лучше разрабатывать отдельно.

Рис. 1. Схематическое изображение залежей.

Ответ на теоретические вопросы к заданию №2.

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

Консорциум « Н е д р а »

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

•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 3

Консорциум « Н е д р а »

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 19 году – 715 т. тонн нефти, 10% от нее составляет 72 т. тонн и с учетом характера динамики годовой добычи нефти (вида кривой годовой добычи нефти), вторая стадия определяется с 17 по 19 годы. Соответственно,

первая стадия длилась с 1 по 16 год, вторая стадия – с 17 по 19 годы. Начало третьей стадии – 20 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 92,8 %. 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 20 по 32 год.

Таким образом, по графику выделены 4 стадии разработки:

1 стадия с 1 по 16 год;

2 стадия с 17 по 19 год;

3 стадия с 20 по 32 год;

4 стадия с 33 по настоящее время.

1 стадия, 1-16 годы: называется начальной, характеризуется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти с 43 до 629 тыс. т, к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 35 добывающих скважин) в

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

Консорциум « Н е д р а »

45,7 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 17-630 тыс. м3. На конец стадии обводнённость – 19,9% вес., выработка от НИЗ – 27,4%. Количество действующих добывающих скважин – 35, нагнетательных 8.

2 стадия, 17-19 г: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 19 году – 715 тыс.т. Темп отбора от НИЗ в среднем составил 7%. Количество действующих добывающих скважин несколько снизилось до 30 штук. Среднесуточные дебиты одной скважины составляют 63,8-65,5

т/сут. Увеличение годовой добычи нефти достигнуто за счёт разбуривания проектного и резервного фонда скважин в оставшихся частях месторождения. На второй стадии разработки месторождения закачка воды равна 158-161 тыс. м3. На конец стадии обводнённость – 36,4% вес., выработка НИЗ – 48,4 %. На конец стадии было добыто 4722 тыс. т нефти и

5942 тыс. т жидкости.

3 стадия, 20-32 г: падающей добычи нефти, характеризуется плавным падением годовой добычи нефти с 630 до 130

тыс. т, значительным ростом обводненности до 91,2 % 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 39 единиц, что наряду с переводом нескольких скважин в периодическую эксплуатацию, а также с увеличением закачки до 260 тыс. м3, способствовало максимизации добычи жидкости до 1900

тыс. т. Фонд нагнетательных скважин в 32 году максимален и составляет 23 скважин.