УП Мусин 2

8.1. Контроль за процессом разработки

НИ

неднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся слож-

ка

АГ

из пластов, техническим состоянием скважин и мп ратурным режимом

о

залежи. Решение перечисленных задач осущес вляееся путем проведения

и

комплекса промыслово-гидродинамических исследт ваний (ПГИ), лабора-

торных измерений (ЛИ) и промыслово-геоф зических исследований

(ГИС)/25/.

л

Геолого-промыс овые методы

и

Геолого-промысловые исследования проводятся с целью контроля за

дебитами, приемистостью скваж н, обводненностьюб

продукции, измене-

выполняются в промысловых условиях работниками нефтепромыслов, ла-

ая

бораториями цехов научно-исследовательскихб

и производственных работ

(ЦНИПР) НГДУ.

н

По добывающим скв жинам проводятся следующие работы:

∙ замер дебита жидкости и газа;

∙

н

отбор проб и определение обводненности продукции;

∙

отбор глуби ных и поверхностных проб нефти и воды на хи-

мический анализ;

∙ замер буферного и затрубного давлений.

Отбор глубинныхо

и поверхностных проб нефти, а также отбор газа

на лабора орный химический анализ проводится ежегодно по специаль-

к

ным скважинам, количество которых составляет 10% эксплуатационного

фонда. Анализтр

этих данных позволяет проследить за характером измене-

ния параметров пластовой нефти в процессе разработки. Отбор проб воды,

л

поступающей вместе с добываемой нефтью, проводится по всему обвод-

ненномуе

фонду один раз в квартал. Полученные данные используются для

121

следования включают в себя комплекс работ по кон ролю за энергетиче-

ским состоянием перфорированных пластов, за изменениеме

гидродинами-

ческих параметров при изменении режима раб тытскважин (гидропровод-

и

ность, проницаемость, коэффициент продуктивн сти). Определение ко-

эффициента продуктивности необходимо проводитьо

в добывающих и на-

установления причин обводнения скважин в процессе проведения геоло-

го-промыслового анализа.

В ЦНИПР ах периодически проводятся шестичленные анализы по-

вого, забойного давлений ежеквартально составляются карты изобар. Из-

и

б

гидропроводности и пьезопроводности проводятся межскважинные ис-

ая

следования с помощью волн давленияб .

Проводятся следующие виды работ:

По добывающим скважинам-

∙

н

исследования при установившемся режиме фильтрации и определе-

ние гидропроводн

ости, пьезопроводности, коэффициента продук-

тивности;

∙

тр

замеры Рпл ( Нст), Рзаб (Ндин);

∙ дебитометоия, влагометрия;

∙

определение Тпл;

∙

к

сня ие индикаторных диаграмм;

л

По нагнетательным скважинам-

е

∙ исследования при установившемся и неустановившемся режиме

фильтрации;

∙ определение кривой падения давления;

122

∙

замеры Рпл, Рбуф, Тпл;

НИ

∙

расходометрия.

В пьезометрических скважинах-

АГ

∙

замеры Рпл (Нст);

∙

отбор проб жидкости;

∙

термометрия.

В контрольных скважинах (неперфорированные)-

∙

термометрия;

ка

∙

определение нефтеводонасыщенности геофизическими ме-

тодами.

е

Промыслово-геофизические м

т

оды

Промыслово-геофизическими

методами

о

решаются задачи двух

больших направлений:

-

контроль за заводнением и степенью выработки продуктивных

пластов;

л

-

решение разнообразных техническихизадач (определение наруше-

б

ния обсадных колонн, высоты подъема и качества цементажа,

контроль изменения толщины колонны при длительной эксплуа-

тации скважины, налич е заколонных перетоков жидкости, уста-

новление местоположен

б

я пакеров и забоев скважин и т.д.)

Для

контроля за заводнениеми

терригенных коллекторов широко

ны проникнове ия, а также высокочастотные методы электрометрии: ин-

н

дукционный и диэлектрический каротаж для исследования скважин с кре-

плением ств ла в интервален

продуктивных отложений стеклопластиковы-

ми трубами.

о

Для выделения заводняемого пласта, из числа вскрытых перфораци-

тр

тивностик

кислорода, гамма-плотностномером и механическим дебитоме-

жид ости и изменение скорости потока по стволу скважины в интервале

е

пластов. Для этих целей проводятся измерения методом наведенной ак-

л

дить исследования импульсным генератором нейтронов.

АГ

кости и не растворяться в других флюидах, насыщающих пласт.

ка

В качестве индикаторной жидкости можно использовать водные

е

растворы боропродуктов. Применение бора целесообразней, чем исполь-

зование высокоминерализованной воды, так как микроскопическоет

сече-

ние захвата тепловых нейтронов у бора в 23 раза выше, чем у хлора. Это

и

о

формировании зоны проникновения промывочной жидкости выделить

б

нефтеносные и водоносные пласты в обсаженных перфорированных пла-

стах.

и

л

Для контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе экс-

б

водняемых зонах, проведены расчеты для получения данных о величине

н

охвата пластов заводнением, а также построены на дату анализа карты

н

разработки с отображе иемаязон различной степени заводнения и т.д.

Для контроля за техническим состоянием эксплуатационных колонн

о

рекомендуется проводить исследования по определению дефектов в кон-

диента давления. Для выявления перечисленных причин дефектов техни-

тр

чес ого состояния эксплуатационных колонн рекомендуется проводить

е

к

сут, является чистым альфа-излучателем. При распаде радона-222 образу-

о

ются гамма-излучающие дочерние продукты (Pb-214,е Bi-214), которыми

обусловлено более 99% интенсивности гамма-излученият

. Радон лучше

и

растворяется в органических жидкостях, чем в воде.

Радоновый индикаторный метод можно пр менять при любой кон-

ния обсадной колонны; периодичность проведения исследований - 1 раз в

два года.

Выявленные дефекты крепи скважин указывают на возможность

дить закачку меченого раствора и проводить измерения глубинным при-

бором ГК на кабеле.

л

Важным моментом при контроле за разработкой многопластовой за-

лежи является получение информац

б

о скорости и направлении фильт-

б

и

индикатором. Он является излучателем бета-лучей, имеет период полу-

н

распада 12,5 лет, хорошо р створяется в воде и нефтепродуктах (в бензо-

н

сти с использова ием специальных лабораторных установок (жидкостной

сцинтилляци нный радиометр БЕТА).

тр

Индикат рные методы могут быть использованы для оценки эффек-

тивности способово

изоляции заводненных интервалов пластов. Для опре-

деления рабо ающих интервалов и решения задачи об участии каждого из

к

перфорированных пластов в работе скважины рекомендуется использо-

е

методами» (ТатНИПИнефть), приведен в табл. 9.1.

АГ

8.2. Геолого-промысловая документация

ка

По результатам геолого-промысловых и гидродинамических иссле-

дований на промыслах и в НГДУ ведется необходимаяе

геолого-промысло-

т

вая документация. Она включает документацию по скважинам и по экс-

плуатационному объекту в целом.

и

о

По скважинам:

∙

паспорт скважины,

б

∙

эксплуатационная карточка добывающей скважины,

∙

эксплуатационная карточкалнагнетательной скважины,

∙

карточка по исследован ю скважины,

∙

б

технологический реж м работы скважин,

∙ месячный отчет по эксплуатациии

скважин,

∙

месячный отчет по закачке,

∙

ая

расшифровка фонда скважин.

По объекту

н

∙

паспорт,

∙

н

каталог координат,

∙

геологический каталог,

∙

о

карта текущего состояния скважин ( карта разработки),

тр

карта суммарных отборов и закачки по скважинам,

∙

∙

ка та изобар,

к

∙

г афики разработки.

е

8.3. Регулирование процесса разработки (РПР)

л

Н фтяные месторождения после их выявления разведываются и под-

готав иваются к промышленной разработке.

Месторождение считается

работки, чтобы она обеспечила достаточные уровни добычи нефти, обес-

АГ

печивающие полную окупаемость капитальных вложение в течение 5-6

лет и максимум прибыли на последующих стадиях разработки.

НИ

Таким образом, следует указать, что научно-обоснованный выбор

дополнять мероприятиями, необходимость ко орых вытекает из уточне-

о

ния представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять

регулирование разработки.

и

т

очередь, с помощью регулирования должна быть обеспечена запланиро-

б

ванная динамика добычи нефти по всем объектам месторождения.

и

уровень отбора нефти за счет наи олее полного использования применяе-

мой системы.

б

Масштабы работ по регулированию разработки особенно возрастают

в конце II и III стадии р зр ботки, когда будет решаться задача сохране-

н

ния максимального уровня добычи нефти возможно более длительное

время и замедления темповаяпоследующего снижения добычи.

Другой важ ой целью регулирования разработки является достиже-

о

ние по всем залежам месторождения проектного коэффициента нефтеизв-

лечения (КНИ). Последнеен

решается с помощью применения новых мето-

тр

дов повышения нефтеизвлечения и ОПЗ скважин.

Третья цель регулирования – всемерное улучшение экономических

Р.Х. Муслимов дает следующее определение регулированию разработ-

к

ки /25/:

л

е

127

системой разработки и постоянное ее совершенствование с учетом:

∙

изменения представления о геологическом строении объек-

∙

та,

НИ

путем установления оптимальных режимов работы скважин,

∙

использования новейших научно-технических достижений

для улучшения ТЭП разработки за счет сокращения добычи

АГ

попутной воды и закачки агента, создания условий для дол-

говременной эксплуатации скважин и оборудов ния в целях

достижения проектной нефтеотдачи.

Регулирование процесса эксплуатации залежи начинается после на-

чала разбуривания залежи и начала добычи нефти.

ка

Учитывая, что процесс разработки нефтяной залежи является слож-

т

е

ным технологическим процессом с большим к личеством взаимосвязан-

и

ной информации, параметры которой изменяются во времени, применя-

ются сложные и многообразные техническ е средствао

, в проектах разра-

л

ботки обязательно дожжен быть раздел, в котором формулируются основ-

ные цели и основные технологические, технические и экономические ог-

раничения регулирования процесса эксплуатации залежей.

и

Необходимость постоянного регулирования процесса разработки оп-

ределяется следующими обстоятельствамиб

:

б

1) как было уже указано выше, обоснование системы разработки при

сов нефти и воды по площади и разрезу залежи. Это также требует посто-

ая

янного развития ра ее принятых технологических решений, перераспре-

деления объемов добычин

нефти и закачки рабочего агента между скважи-

нами и участками залежи, принятия мер по вовлечению в разработку сла-

н

бо дренируемых и не дренируемых запасов нефти, т.е. обширного ком-

тр

о

так:

е

к

л

∙ улучшение динамики добычи нефти за весь период разработки;

∙ обеспечение максимального КИН за проектный срок разработ-

ки;

128

месторождения.

8.3.1. Классификация методов регулирования

Для регулирования процесса разработки применяется большое коли-

чество мероприятий и способов, которые можно объединить в две больНИ-

шие группы:

∙

регулирование через пробуренные скважины без изменения за-

∙

проектированной системы разработки,

АГ

регулирование путем частичного изменения системы р зработки.

е

Регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектиро-

ванной системы разработки:

т

ка

∙

увеличение гидродинамического совершенс ва

скважин (дострел,

∙

ГРП, ОПЗ),

о

изоляция или ограничение притока попутн й в ды в скважинах,

∙ выравнивание притока жидкости или расхода воды по толщине пла-

ста,

л

∙ изменение режимов работы добывающихи

скважин (изменение закач-

ки воды, перераспределение закачки по скважинам, ФОЖ, периоди-

и

ческая закачка, остановка скважин, изоляция пластов, нестационар-

ное заводнение и др.)

б

б

∙ изменение режимов работы нагнетательных скважин (изменение от-

боров жидкости, отключение обводненных скважин, ФОЖ, перио-

ая

дическая эксплуатация, оптимизация забойных давлений и др.)

∙ совершенствование первичного и вторичного вскрытия пластов,

∙

бурение дублеров,

∙

н

одновременно-р здельн я эксплуатация(ОРЭ) и закачка(ОРЗ).

н

2. Регулирование путем частичного изменения системы разработки:

∙ оптимизация размеров эксплуатационных объектов,

∙ птимизация размещения и плотности сеток скважин (буре-

ние д полнительных скважин на линзах, тупиковых зонах, на

линияхо

стягивания контуров, ВНЗ, в слабопроницаемых пла-

к

∙

с ах),

е

совершенствование

системы заводнения (дополнительное

трразрезание, ввод очагов, перенос нагнетания, оптимизация

л

∙

давления нагнетания),

применение горизонтальных технологий (БС, БГС, ГС),

∙

применение ОРЭ скважин,

∙

применение МУН.

129

ка

Таблица 8.1

Дополнительная добыча нефти по Республике Татарстан за сч т регулирования,%

е

1975г

1980г

1985г

1990г

1995г

Применение МУН

0,14

о

т

2,3

3,5

4,8

1,2

Ввод новых запасов бурением

23

15.1

12.8

17.6

16.9

Разукрупнение объектов

34.9

42.7

52.7

51

43.9

ФОЖ

и

0.3

2.8

2.9

2.9

и

б

л0.3

Нестационарное заводнение

16.6

4.1

6.4

13.8

ГТМ по регулированию

12.7

0.9

10.6

7

6.8

Перевод на механизированную добычу

28.2

21.9

10.5

5.5

6.3

б

На поздней стадии разработки, когда ведется разноскоростная выра-

н

ая

нагнетательных скважин путем ограничения объемов закачки воды по од-

о

ним участкам и пластам и увеличения ее по другим.

Ниже перечисляютсян

методы, которые можно отнести к регулирова-

тр

нию без изменения запроектированной системы разработки.

1) Регули ование закачки воды в пласт.

Ограничение закачки воды осуществляется в следующих случаях:

- огда в пласты закачиваются излишние объемы воды, из-за чего

е

происходят отток воды в законтурную область или в нижележащие пла-

л

к

сты;