Разработка нефтяных и газовых месторождений 8

Консорциум « Н е д р а »

- 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%).

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 93,7 %

вес. степень выработки составляет 105,5%. 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 превысит проектные значения.

Определение типа выработки запасов.

Очевидно, что рассматриваемый пример относится к первому типу выработки запасов. Об этом свидетельствует сохранение отбора жидкости из скважин на протяжении третьей и четвертой стадий, начиная с 14 года разработки.

Также наблюдается следующая динамика обводнения:

- вода начинает добываться в относительно короткий интервал времени после начала эксплуатации уже на 2 году разработки и происходит медленное нарастание обводненности;

Консорциум « Н е д р а »

- скважины работают с водой в течение многих лет, и вместе с нефтью добывается большое количество пластовой воды, что подтверждается стабильностью фонда добывающих скважин с 13 года по настоящее время – порядка 35-40

скважин.

Так как для данного типа выработки запасов характерно преобладание горизонтального подъема ВНК, происходит опережающее продвижение ВНК по подошве пласта, при этом вследствие неоднородности залежи по напластованию могут образовываться невыработанные продуктивные интервалы. Для подключения их к разработке может понадобиться проведение ремонтно-изоляционных или иных видов водоизоляционных работ (закачка гелеобразующих композиций, резиновой крошки, щелочных растворов и т.п.) по отключению (изоляции) наиболее обводнившихся прослоев, и дополнительной перфорации (перестрел) пропластков с остаточной нефтенасыщенностью. Наличие невыработанных пропластков может быть определено по результатам проведения специальных геофизических и гидродинамических исследований скважин, которые можно проводить при остановке скважин на ремонт.

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?

Консорциум « Н е д р а »

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.

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.

Консорциум « Н е д р а »

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.

9. Как перевести добычу и дебит жидкости из тонн в м3, какие для этого необходимо знать свойства

воды и нефти?

Для перевода добычи из тонн в поверхностных условиях в м3 в пластовых условиях удобно использовать следующие зависимости:

Qж в м3=Qн (тонны)·в/ρн+Qв (тонны)/ρв, где ρ – плотность, в - объёмный коэффициент нефти (отношение объема нефти в поверхностных условиях, к объему нефти в пластовых условиях).

То же самое будет справедливо для дебита жидкости скважины: qж в м3=qн (тонны)·в/ρн+qв (тонны)/ρв.

Консорциум « Н е д р а »

10.Перечислите и охарактеризуйте категории фонда скважин?

По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные,

законсервированные и ликвидированные.

Поисковые скважины, бурятся для поисков потенциально продуктивных геологических структур и площадей.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для получения исходных данных о свойствах и строении залежи и вмещаемого флюида.

Эксплуатационные скважины бурятся в период разработки залежи и подразделяются на добывающие,

нагнетательные, специальные, и вспомогательные.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, и попутных компонентов.

Нагнетательные: скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды,

газа пара и других рабочих агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. Часть нагнетательных скважин могут временно использоваться в качестве добывающих.

Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания в застойных зонах, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований, с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические

Консорциум « Н е д р а »

и наблюдательные. Пьезометрические скважины предназначены для наблюдения за изменением пластового давления в пласте. Наблюдательные скважины для наблюдения за изменением ВНК, ГНК, нефтегазоводонасыщенности пласта.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие. Водозаборные предназначены для водоснабжения при бурении и для систем поддержания пластового давления. Поглощающие предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие горизонты.

Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным, относятся скважины, не функционирующие на месторождении в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации в данный период.

Ликвидированные скважины представляют собой скважины, зацементированные от забоя до дневной поверхности,

с установкой цементной тумбы на устье. Скважины могут быть ликвидированы как по геологическим, так и по технологическим причинам.

Ликвидация по геологическим причинам производится, если скважина пробурена в неблагоприятных геологических условиях (за контуром нефтеносности, в зоне выклинивания коллектора, отсутствие промышленных притоков нефти при испытаниях и т.д.) или выработала все запасы углеводородов в месте своего заложения (чаще всего такое выбытие скважин происходит в конце разработки месторождений).

По технологическим причинам скважины ликвидируют, как правило, в случае наличия в конструкции неустранимого дефекта (смятие колонн, невозможность или нецелесообразность проведения аварийно-ремонтных работ и др.).

Консорциум « Н е д р а »

11.Что понимается под «мобильностью» фонда скважин?

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Скважины могут переходить из одной категории в другую (мобильность фонда скважин); именно поэтому не рекомендуется сразу ликвидировать скважины, выбывающие в бездействие.

Так скважина, изначально пробуренная как поисковая, может вскрыть продуктивный интервал и дать в промышленный приток углеводородов. После чего она будет законсервирована на время проведения проектных и лицензионных работ и далее будет вновь введена в эксплуатацию уже как добывающая.

После выработке запасов в районе своего заложения, она может быть переведена в пьезометрические для контроля пластового давления в зоне отбора. При значительном снижении пластовой энергии в эту же скважину может быть организована закачка агента в целях поддержания пластового давления.

Далее при наличии вышележащих или нижележащих объектов разработки с целью повышения охвата залежи воздействием скважина может быть переведена на них уже как добывающая и т.д. до ее ликвидации по причине выработки запасов на всех возможных объектах разработки рассматриваемого месторождения.

12.Какие показатели должны быть обязательно представлены на графике разработки?

На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти (газа), жидкости, обводненности продукции,

действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин, закачка рабочего агента, пластовое давление.

13.Для чего строится график разработки?