5.1.1 Основные показатели эффективности разработки нефтегазовых месторождений
Оценить эффективность применяемой системы разработки можно на основании использования следующих количественных показателей (коэффициентов) характеризующих состояние разработки, а именно:
Показатель № 1
«водонефтяной фактор» - ВНФ
,
(18)
где
- количество
(текущее или накопленное) закаченной
воды;
-
количество
(текущее или накопленное) добытой нефти.
Показатель № 2
«коэффициент использования воды» - КИВ
,
(19)
где
- количество
(текущее или накопленное) добытой воды;
- количество
(текущее или накопленное) закаченной
воды.
Показатель №3
«коэффициент промывки пласта» - КПП (коллектора)
,
(20)
где
- количество (текущее или накопленное)
добытой воды;
-
объем начальных извлекаемых запасов
нефти.
Показатель № 4
«коэффициент извлечения нефти» - КИН
,
(21)
где
-
количество (текущее или накопленное)
добытой нефти;
- объем начальных
извлекаемых запасов нефти.
Показатель № 5
«коэффициент текущей прогнозной эффективности разработки» КПЭ
,
(22)
где
- количество
(текущее или накопленное) добытой нефти;
- прогнозная
накопленная добыча нефти полученная
из
экстраполяции зависимости
Показатель № 6
«коэффициент текущего зонального охвата пласта заводнением» - ТЗО
,
(23)
где
-
общее число эксплуатационных скважин
в пределах внешнего контура очага
разработки, в которых средняя текущая
обводненность составляет
;
- общее число
скважин из числа N,
в которых текущая обводненность
(возросла) на 20% по отношению к
и составляет
- число эксплуатационных
скважин в очаге.
Показатель №7 «коэффициент текущего послойного охвата пласта заводнением» - ТСО
,
(24)
где Nc
- общее число
прослоев в продуктивном пласте
эксплуатационной скважины, в которых
текущая средняя обводненность составляет
;
-
общее число
прослоев в продуктивном пласте скважины,
обводненность в которых на 20% выше
средней (
)
и составляет
;
- число
прослоев в продуктивном пласте.
5.1.2 Диагностика состояния разработки по набору количественных показателей (коэффициентов) и их динамики во времени
Состояние № 1
Для отдельного месторождения КПЭ - высок ( >0,8);
(залежи) или отдельного пласта. ВНФ - растет;
КИВ - уменьшается;
КПП - высок и стабилен во времени;
КИН - возрос и стабилизировался
во времени;
Заключение: Процесс разработки пласта развивался успешно. Однако с определенного момента система заводнения стала работать не эффективно: ухудшился охват пласта воздействием. Нагнетаемая вода стала уходить от фронта вытеснения в обратную (противоположную) сторону по промытым гидрофильным участкам пласта.
Рекомендуемые мероприятия: Восстановить охват пласта воздействием за счет блокирования утечек воды по гидрофильным (промытым) пластам путем закачки в них ПДС или иных гелеобразующих составов через нагнетательные скважины расположенные напротив резко обводнившихся эксплуатационных объектов (скважин).
Состояние №2 КПЭ - низок ( < 0,6);
Для отдельного месторождения ВНФ - растет;
(залежи) или отдельного пласта. КИВ - падает;
КПП - низок;
КИН - низок;
ТЗО - низок;
ТСО - низок.
Заключение: Выбранная схема разработки оказалась не эффективной с самого начала. Главная причина в низком охвате пласта воздействием из-за недостаточного контроля процесса изменения профиля притока (по количеству и составу) в эксплуатационных объектах (пластах) методами ГИС.
Рисунок 61 – График зависимости между средним дебитом и величиной накопленной добычи на конкретном месторождении
Рекомендуемые мероприятия: Провести ГИС в эксплуатационных и нагнетательных скважинах с аномально высокой обводненностью продукции и приемистостью с целью изучения профиля притока и приемистости. Провести ВИР с целью ограничения приемистости и притока воды. Провести повторные ГИС с целью проверки эффективности ВИР. Осуществлять регулярный контроль динамики КПЭ, ВНФ, КИВ, КПП, КИН, ТЗО, ТСО с целью принятия своевременных мер.
Состояние №3 КПЭ - высок (>0,8);
Для отдельного месторождения ВНФ - растет;
(залежи) или пластов имеющих КИВ - уменьшается;
неоднородное (многослойное) КПП - по разным прослоям различен;
строение КИН - по разным прослоям различен;
ТЗО - снизился;
ТСО - снизился.
Заключение: Система заводнения с некоторых пор стала работать не эффективно из-за ухудшения послойного охвата пласта воздействием по причине существенной анизотропии ФЕС отдельных прослоев, что сказалось на степени охвата пласта воздействием.
Рекомендуемые мероприятия: Провести ГИС в эксплуатационных и нагнетательных скважинах с аномально высокой обводненностью продукции с целью изучения состава и распределения притока и приемистости. Провести ВИР с целью ограничения приемистости и притока воды. Провести повторные ГИС с целью проверки эффективности ВИР. Осуществлять регулярный контроль динамики КПЭ, ВНФ, КИВ, КПП, КИН, ТЗО и ТСО с целью принятия своевременных мер.
Состояние №4.
Для отдельного месторождения КПЭ-низок ( < 0,6);
(залежи) или отдельного пласта. ВНФ - растет;
КИВ - падает;
КПП - по слоям низок и различен;
КИН - по слоям низок и различен;
ТЗО - низок;
ТСО - низок.
Заключение: Выбранная схема разработки оказалась не эффективной из-за не учета значительной анизотропии ФЕС отдельных прослоев, что сказалось на степени охвата пласта воздействием.
Рекомендуемая мероприятия: Провести ГИС в эксплуатационных и нагнетательных скважинах с аномально высокой обводненностью с целью изучения состава и распределения притока и приемистости. Провести ВИР в эксплуатационных и нагнетательных скважинах с целью ограничения приемистости и притока воды и выравнивания профиля приемистости и притока. Провести повторные ГИС с целью проверки эффективности ВИР. Осуществлять регулярный контроль динамики КПЭ, ВНФ, КИВ, КПП, КИН, ТЗО и ТСО с целью принятия своевременных мер.