Анализ состояния разработки залежей нефти и газа и регулирование процесса разработки

Геолого-промысловые условия применения новых методов воздействия на пласт для повышения нефтеизвлечения

Методы интенсификации относятся к методам регулирования добычи.

Химические методы: СКО, ГКО, ТКО (термокислотная обработка), СКО применяется для продуктивных пластов, сложенных карбонатными породами. ГКО (HCl + нафрас + глинистый раствор + температура) ТКО обеспечивает повышение температуры на забое.

Механические методы:

· ГРП (гидроразрыв пласта) - в породе образуются трещины при создании на пласт давления, превышающего пластовое давление в 1,5-2 раза. Вместе с жидкостью в скважину нагнетают искусственный песок (проппант), чтобы после снятия давления трещины в породе не сомкнулись.

· Пескоструйная перфорация – основана на использовании гидромониторного эффекта, создаваемого струей абразивной песчано-жидкостной смеси, вытекающей с большой скоростью из насадки перфоратора.

Термические методы (тепловое воздействие на призабойную зону скважины):

• Прогрев призабойной зоны скважины нагревателями.
• Закачка в пласт горячих агентов (пара или воды, нефти)
• Создание внутрипластового движущегося очага горения. (ВДОГ)

Термические методы применяются для залежей с вязкими нефтями, а также для очистки НКТ от парафиновых, сернистых, песчаных пробок.

По результатам исследований скважин и пластов возможно произвести анализ состояния разработки залежи нефти или газа. При этом составляются карты и графики:

· карта и график разработки – составляются не реже 1 раза в 3 месяца;

· карта текущей эксплуатации пласта – отображается только дебит скважин на дату составления карты;

· карта изобар – строят по данным замеров пластовых давлений в скважинах и отображают характер распределения пластового давления, корректируют 1 раз в 3 месяца;

· карта газового фактора – строят по данным эксплуатационных скважин для анализа состояния газового фактора;

· карта обводненности – строится по данным анализа содержания нефти и воды, на изолиниях отмечается обводненность в процентах. На этих картах отмечается также начальное и текущее положение ВНК. Строятся 1 раз в 3 месяца;

· график эксплуатации по отдельным скважинам – строится в прямоугольной системе координат, на котором отображается зависимость добычи нефти, пластового и забойного давлений, обводненности, газового фактора от времени.

На карту разработки пласта наносятся все скважины, пробуренные на пласт. Вокруг скважины составляется круговая диаграмма, на которой отображаются основные параметры ее эксплуатации. Центр круговой диаграммы совпадает с точкой пересечения скважины с пластом. Сектором диаграммы обозначается доля нефти и воды, кроме того, указывается способ эксплуатации скважины (фонтанный, насосный, компрессорный). На диаграмме нагнетательных скважин отображают закачку воды.

По картам разработки наглядно видно состояние разработки залежи, продуктивность эксплуатационных скважин, приемистость нагнетательных скважин, степень обводненности.

Данные, полученные при исследовании скважин, подвергаются комплексной обработке и детальному анализу. Эта информация отражается на карте разработки месторождения, на карте изобар, месячных эксплуатационных рапортах (МЭР).

На карте разработки месторождения отражается следующая информация:

• скважины, находящиеся в эксплуатации и дающие чистую нефть, или нефть с водой;
• скважины, выбывшие из эксплуатации вследствие обновления, перехода на газ, истощения;
• скважины, давшие при испытании воду вместо нефти;
• скважины нагнетательные, пьезометрические и контрольные;
• скважины в бездействии, освоении, остановленные;
• скважины фонтанные, малодебитные, в бурении;
• скважины, оборудованные ЭЦН (эл./центробежный насос), ШГН (штанговый насос),
• скважины, переведенные с одного горизонта на другой горизонт.

Для регулирования процесса разработки месторождения необходимо вести наблюдение за следующими факторами:

1. Замер дебита скважины (м /сутки), делается 1 раз в месяц.

2. Замер динамического и статического уровня.

Динамический уровень (Нд) - уровень пластовой жидкости в работающей скважине (м). Замеряют 2-3 раза в месяц на каждой скважине

Статистический уровень (Нст) - высота столба жидкости в неработающей скважине. Замеряют после остановки скважины, если залежь не истощена, то статический уровень достигает устья скважины.

3. Физические свойства нефти и газа в пластовых условиях и на поверхности. Для этого делают отбор проб нефти поверхностный и глубинный. Глубинный делают после ремонта, в контрольных и специальных наблюдательных скважинах 1 раз в месяц. Поверхностный – 2-3 раза в месяц.

4. Замер газового фактора.

5. Замер пластового и забойного давления. Пластовое давление можно вычислить по статическому уровню, или вычислить эхолотом. Пластовое давление замеряют 1 раз в квартал. Забойное давление можно рассчитывать по пластовому.

6. Определение внешнего и внутреннего контура нефтегазоносности.

7. Взаимодействие скважин

Дата добавления: 2014-12-08