Системы разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах на поздней стадии.

Карбонатные залежи условно можно разбить на три группы:

I группа: залежи с поровым типом коллекторов

II группа: залежи с трещиновато-кавернозно-поровым коллектором

IIIгруппа: залежи в трещиновато-кавернозных коллекторах

На залежах первой группы применяется внутриконтурное блоковое заводнение, так как для этих залежей характерна ограниченная сообщаемость с водонапорной системой. Для этой группы характерно уплотненное размещение скважин ( < 15 га/скв). Темп отбора нефти от НИЗ от 4 до 8%

Для залежей II группы характерна приконтурная система заводнения с более редкой сеткой скважин (15 – 15 га/скв). Темп отбора нефти – 5 – 10 % от НИЗ

На залежах III группы используется естественный упруговодонапорный режим или приконтурное заводнение с наиболее редкой сеткой скважин ( > 20 га/скв). Для этих залежей характерны большой объем нефтеносности, благоприятное соотношение подвижности, высокое пластовое давление, низкое значение обводненности к началу поздней стадии разработки. Темп отбора нефти от 7 до 12 %.

Воспроизведение истории разработки

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 нагнетательных скважин:

-закачка воды

-коэффициент эксплуатации

-коэффициент приемистости

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

• Годовой отбор нефти и обводненность для характерных скважин по зонам

• Годовой отбор нефти и обводненность в целом по залежи

• изменение Рпл по замерам залежи (также по годам)

Выделение 3 этапа воспроизведения истории разработки:

1) этап моделирования естественного режима эксплуатации залежи

2) этап моделирования 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

Использование характеристик вытеснения при прогнозировании процесса разработки нефтяных месторождений на поздней стадии.

Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи в процессе ее эксплуатации.

Эти характеристики могут использоваться для уточнения извлекаемых запасов нефти залежей с аналогичными геолого-промысловыми характеристиками (этого же региона)

Достоинства метода прогнозирования, основанного на характеристиках вытеснения:

-небольшой объем исходной геолого-промысловой информации

- простота применения данного метода прогнозирования

Для повышения точности прогнозирования годовые ни накопленные показатели отборов нефти и воды рекомендуется выражать в объемных единицах.

Кроме того из двух типов характеристик вытеснения:

-дифференциального (характеристики, построенные с учетом доли нефти и воды по годам)

- интегрального (характеристики, построенные по накопительным показателям отбора нефти и воды)

предпочтение стоит отдавать последнему.

При использовании характеристик вытеснения необходимо учитывать следующее:

1. V> 40 - 60v, т.е. быть достаточно значительной по залежи, чтобы дать достоверный прогноз

2. СР не должна претерпевать значительных изменений на перспективу (бурение дополнительных скв, уменьшение числа скв, изменение МВ), что может привети к изменению характеристики вытеснения на поздней стадии.

Надежный прогноз по методу характеристик вытеснения – 4 – 6 лет.

Анализ КИН по месторождениям, находящимся на последней стадии разработки

Т – 314 объектов, Киз = 0,8; К = 46

Киз – коэффиуиент использования запасов.

Объекты: Урало-Поволжье, Азербайджан, Украина, Туркмения.

Соотношение проектных и текущих КИН

Терригенный коллектор. Ошибка в основном для заводнения

Карбонатный коллектор. Очень малая расходимость

Большинство добывающих скважин в завершающей стадии работают при высокой обводненности продукции, что служит основной причиной вывода их из эксплуатации. Отключение скважин приводит к увеличению остаточных запасов нефти, приходящихся на скважины, которые находятся в эксплуатации.

Опыт разработки показал, что законтурное заводнение в большинстве случаев ненадежный и неэффективный вид заводнения.

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