Лекция 13. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии

Поздняя стадия – период за который остается добыть ½ начальных извлекаемых запасов.

Стадия характеризуется :

• -интенсивным ростом В

• -интенсивным падением добычи Н

• -низкими темпами добычи Тн (0,1-2% от НИЗ)

• -режим истощения Рпл<Рнас (чаще всего)

• -проблемы эксплуатации ветхого фонда скважин и пов. Сооружений

• -усиление техногенного воздействия на экологию района

Особенности проектирования на поздней стадии:

1. Проектирование осуществляется с применением вторичных и третичных методов (методов увеличения нефтеотдачи) и методов обработки призабойной зоны скважин

2. Менее жесткие требования к точности проектных решений (Тн,В,изменение газового фактора)1-2%

3. Разукрупнение ЭО с целью формирования избирательной системы разработки(системы заводнения) для основных пластов

Выбор основной системы разработки на поздней стадии обычно состоит из 4х путей:

1.система размещения скважин+МВ не изменяются

2.система размещения скважин изменяется, МВ не изменяется

3. система размещения скважин не изменяется, МВ меняется

4. система размещения скважин+МВ изменяются

Основные этапы проектирования на поздней стадии:

1.Уточнение 3х-мерной гидродинамической модели с учетом восстановления истории разработки за предыдущий период

2.Выбор основных систем размещения скважин и МВ

3.Сопоставление проектных показателей по наилучшим вариантам разработки с базовым(базовый – на естественном режиме – КИН или заводнение)

4.Детальное проектирование по рекоменд. варианту разработки (т.е. расчет показателей qн, qж, qв,кин:

• по каждой скважине

• по группе скважин

• по ЭО

• по месторождению)

Воспроизведение истории разработки – важный этап при построении геодинамической и геологической модели для проведения проектных расчетов.

При создании 3D геологической модели залежи учитывается:

• проницаемость,

• пористость,

• нефтенасыщенные и эффективные толщины.

Гидродинамическую модель настраивают с учетом информации по каждой скважине .

Основные показатели для добывающей скважины:

• -коэффициент эксплуатации по годам

• -коэффициент продуктивности по годам

• -добыча нефти по годам

Для нагнетальных скважин:

• -закачка воды

• -коэф.экслуатации

• -коэф.приемистости

Воспроизведение истории разработки считается достигнутым при совпадении расчетных с фактическими показателями при точности 10-15% по следующим величинам:

• qн по годам

• qж по месторождению в целом

• изменение Рпл по замерам залежи (также по годам)

Выделение 3 этапа воспроизведения истории разработки:

1)моделирование естественного режима залежи

2)моделирование заводнения(уточнение относительной проницаемости по Н и В, абсолютной проницаемости по залежи, распределение балансовых запасов)

3)прогноз разработки на будущее.

3пути:

3.1. Задаемся Рзаб по каждой скважине

3.2. Задаемся qж, qв

3.3. Задаемся qж, qв, Рзаб

На поздней стадии разработки влияние ПСС на нефтеотдачу увеличивается в среднем на 5-7пунктов. Влияние ПСС необходимо увязывать с реализованной СРС.

На Бавлинском и Орланском месторождениях проводились эксперименты, которые показали что уплотнение ПСС приводит к увеличению Тн и снижению В(обводненности) и улучшению выработки запасов. Эксперименты проведенные в США по уплотнению ПСС показали:

- уплотнение ПСС приводит к увеличению интенсивности добычи нефти

- расширяет пределы рентабельности месторождения

- уплотнение ПСС более эффективно, чем применение методов повышения нефтеотдачи

- ожидаемый прирост извлекаемых запасов до 10 пунктов учитывается в нац-ом балансе запасов США

Классификация пластов по Кпесч:

• 0,95-0,8 непрерывные пласты

• 0,8-0,65 прерывистые

• 0,5-0,65 сильно прерывистые

Количество резервных скважин % от основного фонда:

• При Кпесч 0,95-0,8 <10%

• При Кпесч 0,8-0,65 10-20%

• При Кпесч 0,5-0,65 20-30%

Терригенные коллектора:

ПСС га/скв

50

λ=0,5

λ=0,1

λ=0,01

40

20

0,5 0,7 0,9 0,95 Кпесч

Карбонатные коллектора:

ПСС га/скв

50

λ=0,5

λ=0,1

λ=0,01

40

20

0,5 0,7 0,9 0,95 Кпесч

λн – подвижность нефти