2.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

В табл. 2.2 приведены данные для сопоставления проектных и фактических показателей разработки за последние 5 лет по залежи нефти пласта D₄ Росташинского месторождения.

За все годы рассматриваемого периода фактическая добыча нефти была ниже проектной в 1,6 раза. Основное различие связано с тем, что фактический фонд скважин оказался почти в 3 раза ниже запланированного. Несмотря на это добыча нефти и жидкости оказалась выше, чем могло бы сложиться при невыполнении плана разбуривания объекта, т.к. была занижена проектная производительность скважин. Так например, по жидкости почти в 5 раз, по нефти в 4 раза.

Динамика роста обводнённости продукции по факту значительно превышена. Это связано со сложным геологическим строением коллектора.

Таким образом, учитывая тот факт, что проект разработки по залежи нефти пласта Д4 составлен в 1989 году и с тех пор проектные показатели не уточнялись, есть необходимость их корректировки с учётом сложившегося состояния разработки.

Таблица 2.2

Основные показатели разработки залежи нефти пласта Д₄

Рис. 2.1

Таблица 2.2.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки пласта D₄

2.5. Прогноз показателей разработки залежи нефти пласта d4

Проектирование разработки нефтяных месторождений осуществляется на базе математического моделирования процессов, происходящих при вытеснении нефти из пласта. С этой целью используются математические модели нефтяной залежи.

В настоящее время имеются математические модели одномерные, двумерные и трехмерные, позволяющие учитывать разное количество фаз (двухфазные и трехфазные) и разное количество компонентов.

Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений показал, что модель пласта должна правильно отображать влияние наиболее существенных геолого-физических факторов и технологических параметров на ход процесса разработки. Так, например, при заводнении основными являются следующие геолого-физические факторы:

1. неоднородность коллекторских свойств пласта (проницаемости, пористости, начальной и остаточной нефтенасыщенности);

2. различие вязкостей нефти и воды;

3. характер вытеснения нефти водой;

4. наличие водо-нефтяных зон;

5. прерывистость пласта;

6. технологические параметры: вид системы заводнения (геометрия размещения скважин), плотность сетки скважин или удаленность добывающих рядов скважин от нагнетательных, перепад давления между ними.

Одна из более распространенных форм математических моделей нефтяного пласта, применяющихся при проектировании разработки нефтяных месторождений с заводнением, является слоистая модель. Слоистая модель пласта – основа расчетных методик, используемых во многих институтах (ВНИИ, СибНИПИ, ТатНИПИ, Гипровостокнефть и др., а так же за рубежом) прошла широкую апробацию при проектировании большинства нефтяных месторождений. Рассмотрим в качестве примера модель нефтяного пласта, применяемую в институте «Гипровостокнефть», и возможность учета при ее применении перечисленных выше факторов. Согласно этой модели нефтяной пласт представляется состоящим из совокупности изолированных трубок тока, характеризующихся различными фильтрационными свойствами. Каждая трубка тока из этой совокупности оказывается состоящей из некоторого количества разно проницаемых элементов пласта. Эффективная проницаемость такой трубки тока определяется как средняя гармоническая величина составляющих ее элементов. Вид и параметры закона распределения проницаемости по объему пласта F(к)_тр зависят как от закона распределения проницаемости по объему пласта F(к)_о, так и системы заводнения (геометрии размещения скважин и расстояния между ними).

Учет влияния начальных водонефтяных зон в слоистой модели производится следующим образом. Контур питания (или нагнетательный ряд скважин) располагается у внешнего контура нефтеносности [25]. Наклонная поверхность водонефтяного контакта (ВНК) аппроксимируется ступенчатой поверхностью; при этом залежь оказывается состоящей из набора слоев с вертикальным ВНК, удаленным на различные расстояния в каждом слое. В каждой ступени, аппроксимирующей участок поверхности ВНК, выделяется полный спектр трубок тока, неоднородных по проницаемости и другим фильтрационным параметрам. Спектр неоднородности принимается одинаковым для всех ступенек. Величина водонефтяной зоны характеризуется параметром W:

,

где L₁ и L₂ – расстояние от эксплуатационного ряда скважин до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

При отсутствии водонефтяной зоны W=0; для залежей, подстилаемых пластовыми водами по всей площади («водоплавающих» залежей), при перфорации всей нефтенасыщенной толщины пласта W=1. Величиной W учитывается также степень вскрытия перфорации толщины пласта в скважинах, расположенных в водонефтяных зонах.

Формулы для расчета технологических показателей разработки для описаний модели пласта при условии, когда начальное положение водонефтяного контакта является наклонной плокостью, в параметрическом виде будут следующими.

Текущая и конечная нефтеотдача пласта:

(2.1)

Содержание нефти в добываемой продукции:

(2.2)

Относительное количество отработанной жидкости:

(2.3)

Коэффициент охвата пласта заводнением (степень выработанности активных запасов нефти):

(2.4)

Текущая величина отбора жидкости:

(2.5)

Время обводнения пропластка со значением , равны в сечении пласта L=L_ср определяется по соотношению:

(2.6)

В соотношениях (2.1) – (2.6) приняты следующие обозначения:

; ; ; ; ; ; ; ; ; ; ; ; ;

где – параметр пропластка, по которому вода прорывается в эксплуатационную галерею в момент времени t_а в сечении пласта длиной L=L_ср; – параметр пропластка, по которому вода прорывается на тот же момент времени в сечении пласта длиной L=L_i; , и , – вязкости и относительные фазовые проницаемости для нефти и воды соответственно; , – средняя проницаемость пласта у контура нефтеносности в водонасыщенной зоне залежи, – средняя проницаемость в нефтенасыщенной части пласта; – плотность распределения параметра , являющегося комплексным показателем неоднородности коллекторских свойств пласта по трубкам тока; – коэффициент, учитывающий геометрические размеры залежи и перепад давления между контуром питания и эксплуатационной галереей; B – ширина залежи; h – средняя толщина пласта; – перепад давления между забоями добывающих и нагнетательных скважин.

Из соотношения (2.1) – (2.6) получается, как частный случай, формулы для расчета процесса заводнения при условии, что учитывается неоднородность пласта только по проницаемости (в этом случае принимается , тогда ) или при отсутствии водонефтяной зоны (L₁=L₂=L_ср).

Различие вязкостей нефти и воды, а также изменчивость их по площади залежи в слоистой модели учитывается в гидродинамических расчетах при прослеживании продвижения водонефтяного контакта по каждой трубке тока.

Характер вытеснения нефти водой (поршневой или непоршневой) учитывается в расчетах путем аппроксимации функций Баклея-Леберетта для различных кривых фазовых проницаемостей и дальнейшим прослеживанием изменения фильтрационных параметров, нефте- и водонасыщенности по каждой трубке тока с последующим суммированием показателей по всей совокупности трубок тока. При поршневом вытеснении фазовые проницаемости и насыщенности изменяются скачком после прохождения фронта вытеснения.

Из технологических параметров большое влияние на ход процесса заводнения оказывает вид системы заводнения, т.е. взаимное расположение на площади залежи добывающих и нагнетательных скважин. В математической модели геометрия потоков жидкости в систему скважин учитывается введением некоторой эквивалентной криволинейной галереи . Эта галерея строится на основе карт фильтрационных потоков однородной жидкости для конкретных областей фильтрации, схем расположения скважин и граничных условий для них (по данным расчетов на ЭВМ).

Аналогичным образом учитывается в модели и изменение плотности сетки скважин: с одной стороны изменяется характеристика неоднородности модели, с другой стороны – в результате прерывистости пласта – эффективная проницаемость и дренируемый объем пласта (коэффициенты и ).

Влияние перепада давления между скважинами, если оно обнаруживается по данным эксплуатации скважин, можно учесть изменением нижнего предела проницаемости включающихся в эксплуатацию слоев, т.е. в соответствие с зависимостью . В расчетной модели это отразится усечением слева закона распределения проницаемости по трубкам тока – и, соответственно с долей усечения – уменьшением объема дренируемых запасов нефти.

Выполнение гидродинамических расчетов по описанной модели на ЭВМ («Динамика – 1») не вызывает серьезных затруднений вычислительного характера, требует сравнительно небольшое количество машинного времени.

Важной особенностью данной модели пласта является сравнительная простота (по сравнению с двумерной моделью) в адаптации ее параметров по данным истории разработки и возможность автоматизировать все основные этапы проектирования разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, математическая модель пласта, основанная на слоистой схеме течения, является чувствительной к наиболее важным геолого-физическим факторам и технологическим параметрам систем разработки, достаточно достоверно отражает их изменение как качественно, так и количественно, и при соответствующей настройке может успешно применяться при проектирование разработки нефтяных месторождений с заводнением.

Динамика основных показателей разработки для залежи нефти пласта Д₄ представлена в табл.2.3 ,2.4. Расчёт показателей разработки осуществлялся при условии неизменного фонда скважин пробуренных с начала эксплуатации с учётом выбытия скважин по причине достижения предельной обводнённости. Отбор жидкости задан постоянным отбора жидкости в пластовых условиях на перспективу. Разработка объекта продлится до 2029 года.

Таблица 2.3

Характеристика основного фонда скважин по пласту Д₄

Таблица 2.4

Характеристика основных показателей разработки по пласту Д₄

Перевод всех скважин на механизированную добычу осуществится в период 2009-1012 г.г. Система разработки останется неизменной на весь оставшийся срок эксплуатации объекта.

Расчёт производился до предельной обводнённости продукуции скважин – 98,1%. При этом накопленный отбор нефти составит 12888 тыс.т, или 99,4% от начальных извлекаемых запасов нефти по пласту. Достигнутая нефтеотдача будет равна 57,2% (проектная – 57,5%). Накопленная добыча жидкости к концу эксплуатации залежи равна 27,98 млн.т. Вся добываемая вода будет утилизирована для целей поддержания пластового давления.

Фонд скважин на последний год разработки составит – 27 добывающих и 8 нагнетательных. Средний дебит нефти на одну скважину будет равен 3,5 т/сут, жидкости – 182,1 т/сут.

Выводы

Росташинское месторождение разрабатывается с 1989 г. Основным эксплуатационным объектом является пласт D₄. Разработка пласта ведется с поддержанием пластового давления. Залежь находится в первой стадии разработки.

Следует отметить безводный период работы залежи с 1989 по 1993 гг включительно.

Разработка по сегодняшний день ведется фонтанным и механизированным способом. По состоянию на 1.01.2009 г из объекта D₄ добыто 9933 тыс.т. нефти или 76,6% от начальных извлекаемых запасов и 1402 тыс.т воды.

В связи с падением пластового давления на 16,18 МПа с начала разработки (начальное P_пл=47,86 МПа, на 1.01.96 г. оно составило 31,68 МПа при давлении насыщения равном 28,46 МПа) с декабря 1991 года начата закачка воды в пласт. На 1.01.2009 г в объект D₄ закачано 9488 тыс.м³ воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 105%, с начала разработки – 84%.

Вода в продукции добывающих скважин начала появляться в 1994 году. Рост обводнённости происходил медленными темпами до 2002 года. По состоянию на 01.01.2009 г. обводнённость продукции скважин равна 44,2%

Средний дебит одной эксплуатационной скважины по нефти равен 87,4 т/сут, по жидкости – 156,5.

На 1.01.2009 г коэффициент извлечения нефти составил 0,441. При выработке запасов (на указанную дату) в объеме 76,6% от НИЗ и накопленной компенсации отборов закачкой в объеме 85% актуальна проблема довыработки запасов нефти в обводненных зонах.

В работе произведено сопоставление проектных и фактических данных за период с 2004 по 2008 г.г. включительно, которое показало, что за все годы рассматриваемого периода фактическая добыча нефти была ниже проектной. Это связано с тем, что проект разработки составлен в 1989 году, тогда как проектные показатели невыполнены. Фонд скважин в 3 раза ниже проектного, а продуктивность скважин сильно занижена.

Проведённый расчёт перспективного плана добычи нефти показал следующее:

• Разработка объекта продлится до 2029 года

• Расчёт показателей разработки осуществлялся при условии неизменного фонда скважин пробуренных с начала эксплуатации с учётом выбытия скважин по причине достижения предельной обводнённости. Отбор жидкости задан постоянным отбора жидкости в пластовых условиях на перспективу

• Система разработки останется неизменной на весь оставшийся срок эксплуатации объекта

• Расчёт осуществлён до предельной обводнённости продукции скважин – 98,1%. При этом накопленный отбор нефти составит 12888 тыс.т, или 99,4% от начальных извлекаемых запасов нефти по пласту

• Достигнутая нефтеотдача будет равна 57,2% (проектная – 57,5%). Накопленная добыча жидкости к концу эксплуатации залежи равна 27,98 млн.т. Вся добываемая вода будет утилизирована для целей поддержания пластового давления.

• Фонд скважин на последний год разработки составит – 27 добывающих и 8 нагнетательных. Средний дебит нефти на одну скважину будет равен 3,5 т/сут, жидкости – 182,1 т/сут.