Форма эксплуатационной карточки

Месторождение. Скважина №...... Пласт.................

. Начало бурения............ Глубина скважины.....

. Конец бурения.............. Искусственный забой.

. Вступление в эксплуатацию.............................

	19... год
			Добыча нефти, т	Добыча газа, м^3	Добыча воды
	m								S
	о о			о:		о.			1- <J
	(0								о
				^	е	t~		?	3:
я-g 0)	Si?| й| |1 11	is So» CI3-Og li 3- m	о: U а> S	о I S 0-0	Ј (d и	IS л ш о П Е°	=г D; И S	Л *§ ч Ј	<u j СИ '8 s°	i ш (С <"1	о jl
I П

Таблица 18 Форма документации работы нагнетательной скважины

Месторождение........... Скважина №................. Глубина..............................

Диаметр колонны......... Альтитуда..........................

Начало нагнетания....... Удлинение..........................

	За год	С начала
		нагнетания
	(0
	&;
	3-
	(0 bЈ				..
	(0 (•)		ё о			са i-
	о:		х		^	iu
	s	s	л.	S	-О	i
Год	ф j Q.CO U 5	^: Т яз ^s: (0 та s (U ft Юэт 0 S	^ 1° р и	т !Д СО 0} йэт 0 5	|ь 5 и |i Ою .a-ni с о.	от Ie 1)2 jc.	(D S (13 (0 0. С:
19...

Таблица 19

Данные о разработке залежи (объекта)

Годовой отбор

Накоплен­

Накопленный

Число

ный отбор

отбор,

добы­

Поверхност­

Пласто­

(поверх­

тыс. м

вающих

ные

вые

ностные

скважин

условия,

условия,

условия),

тыс. т

тыс.м

тыс.т

i

^0 t?^

Ј

0; Jl"

х s

CQ U

х

|!-

0 0

^3 t0

ct 1

(С ^:

s

0 I

Q

я^с0

^ <>

&

^

г^ CQ

Э >- JQ С;

s

ю ^

<D I

§

^ (D I

g m

g

s -& О) I

^ со

-9- [Ц т

i

5| ^§

>s а

р 1= т

Продолжение

Плотность сетки	Темп	Текущая	Закачка	Накоп­	Число
скважин	отбора нефти,	нефте-отдача	воды в нагне­	ленная закачка	нагнетательных скважин
дейст­	пере­	% от ба­		татель­	воды в	дейст­	пере­
вующих	бывав­	лансо­		ные	нагне­	вующих	бывав­
	ших в	вых			татель­		ших в
				сква­
	экс­	запасов		жины,	ные		экс­
	плуата­			тыс. м	сква- жины^		плуата­
	ции						ции
					ТЫС. №
					20

На основании данных таблицы 19 строят графики разраб^"^ (рис.84). Они наглядно отображают динамику показагв.Е.&й разработки по объекту а целом во времени. Детальность грэфй-л

-329

Рис. 84. Пример разработки:

[<?н1 - годовая добыча нефти; [<?в] - годовая добыча воды; [q^] - годовая добыча жидкости; [S] - текущая плотность сетки скважин, га/скв.; [Пд] - количество рабо­тающих скважин; [tj\ - текущая нефтеотдача; [в, %] - обводненность продукции

разработки зависит от решаемых с его помощью задач, а промысловые данные могут быть ежемесячными, ежеквартальными или ежегодными. С помощью графика разработки можно быстро построить некоторые дополнительные зависимости, например, нефтеотдачи от обводненности продукции.

Jrio основным промысловым данным строят также карты разработки. Как правило, любая карта разработки состав­ляется на начало календарного года. На всех картах отра­жается положение начальных и текущих внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. Наиболее часто производственники составляют карту текущих и карту суммарных отборов жидкости. Эти карты позволяют наглядно представить производительность скважин в конкретной точке пласта, обводненность продукции в этой скважине, величину накопленного отбора жидкости с выделением доли воды и нефти. Анализ различных карт разработки позволяет наметить мероприятия по регулированию разработки.

Важнейшей характеристикой работы пласта при анализе разработки является энергетическая характеристика, отобра­

-330-

жаемая с помощью карт изобар. Карты изобар составляются раз в квартал. С использованием карт изобар решают следующие задачи:

рассчитывают средневзвешенное по площади или по объему давление по объекту разработки или по его части;

определяют градиенты давления по любой зоне карт изобар;

устанавливают направление линии тока и положение нейтральной линии тока;

используя данные по добыче жидкости на участке залежи и определив градиент давления на этом участке, зная ширину и толщину участка, можно определить проницаемость по анализируемой зоне.

Анализируя карты изобар совместно с другими геологическими материалами по объекту, определяют положение застойных зон и зон с низкими градиентами давления, т.е. зон, где могут проявляться неньютоновские свойства нефтей. Имея достоверную информацию энергетического состояния объекта разработки в целом и отдельных его зон, легко принять решение об изменении системы воздействия на объект в целом и на отдельные его зоны.

13.2.2. Анализ разработки эксплуатационных объектов

Геологопромысловое изучение объекта разработки и систематизация во времени основных показателей разработки позволяют провести качественный анализ разработки эксплуатационных объектов. Основная цель анализа разработки -получение данных о том, соответствует ли текущая и конечная нефтеотдача объекта потенциальной, и выявление при этом величины и положения остаточных запасов и соответствия проектной и фактической нефтеотдачи.

Схема анализа разработки эксплуатационных объектов как при текущей работе, так и при оценке эффективности методов повышенной нефтеотдачи включает:

уточнение подсчетных параметров;

уточнение запасов по анализируемому объекту и его участкам;

детальную характеристику геологической неоднородности и физико-химических свойств анализируемого объекта и его участков;

идентификация анализируемых объектов по геолого-физическим свойствам и ранжирование по геологической неоднородности;

прогноз конечной нефтеотдачи;

-331-

сопоставление фактической величины текущей и конечной нефтеотдачи с прогнозной и оценкой влияния ранжирования по геологической неоднородности и особенностей технологии разработки.

Поясним некоторые блоки данной схемы.

При детальной характеристике геологической неоднородности необходимо определить, к какому иерархическому уровню его можно отнести и, соответственно, охарактеризовать его с помощью параметров геологической неоднородности. В зависимости от принятой системы разработки и особенностей геологического строения на одном и том же объекте могут быть участки, относящиеся к различным иерархическим уровням.

Идентификация анализируемых объектов и ранжирование по геологической неоднородности проводятся для того, чтобы распределить их в порядке возрастания или убывания потенциальной нефтеотдачи, которая в основном определяется геолого-физическими свойствами. Идентификация и ранжирование могут осуществляться с помощью экспертных оценок, ранговой корреляции по ряду признаков и с помощью методов распознавания образов при факторном анализе.

Конечная нефтеотдача (начальные извлекаемые запасы) может прогнозироваться с помощью экстраполяционных промыслово-статистических методов С.Н.Назарова, Г.С.Камбарова, М.И.Максимова, И.Г.Пермякова и других. Подсчет начальных извлекаемых запасов залежей нефти с водонапорным режимом основывается на использовании характеристик вытеснения:

Qn^f (Qx' бв). W бн> бж. бв - накопленная добыча соответственно нефти, жидкости и воды с начала разработки.

Названные методики дают достаточно хорошие результаты при высокой обводненности продукции и небольшом интервале экстраполяции. При нарушении этих условий промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи имеют большие погрешности. Более совершенными для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи являются адаптационные геологопромысловые модели (АГПМ). Аналитическое выражение простейшей (АГПМ)

Т] = ао (Г)

5(0 К,

неод "-зап '

где -4о (^г) " свободный член линейного уравнения в фиксированный момент времени; В (?) - коэффициент при геолого-

технологмческих параметрах на фиксированный момент времени;

332-

неод

К, комплексный показатель неоднородности; К.

зап

коэффициент запаса нефти, приходящегося в среднем на одну скважину, равный отношению бфакг. наскв. IQom-

Модели данного типа позволяют оценить потенциальную нефтеотдачу на любой стадии разработки.

На заключительном этапе анализа сопоставляют фактическую и потенциальную нефтеотдачу анализируемых объектов и сравнивают с ранжированными значениями геологической неоднородности. При подобном сопоставлении могут быть следующие варианты.

1. Ранжированные значения нефтеотдачи совпадают с ранжированными значениями геолого-физических параметров, а фактическая нефтеотдача близка к проектной. При этом фактическая нефтеотдача будет близка к потенциальной.

2. Ранжированные значения нефтеотдачи не совпадают с ранжированными значениями геолого-физических параметров. Это может быть связано с перетоками нефти по отдель­ным участкам объекта разработки или оттоком нефти в выше-или нижележащие пласты. Данное предположение должно быть проверено с помощью комплексного сопоставления промысловых и гидродинамических исследований. При отсутствии перетоков отклонение в показателях разработки может быть обусловлено несовершенством системы разработки. Основными элементами системы разработки, влияющими на отклонения показателей разработки, являются система заводнения и плотность сетки скважин. Совершенствование системы заводнения может заключаться в увеличении давления нагнетания и расхода рабочего агента, в переходе на избирательное или площадное заводнение. При совершенствовании системы размещения и плотности сетки скважин необходимо добиваться оптимальной плотности сетки. При этом правильнее пользоваться не площадной, а объемной характеристикой плотности сетки скважин, выраженной в балансовых запасах, приходящихся на одну скважину. При оптимальной плотности сетки скважин нефтеотдача близка к потенциальной и дальнейшее уплотнение не при­водит к повышению нефтеотдачи. При превышении балансовых запасов на скважину оптимальной величины значительно снижаются величины текущей и конечной нефтеотдачи. Оптимальная величина запасов на одну скважину уменьшается с увеличением вязкости нефти и ростом геологической неоднородности.

-333

13.3. Контроль за заводнением и охватом эксплуатационного объекта процессом вытеснения

При разработке газовых месторождений, которая осуществляется на природных режимах в условиях непрерывного снижения пластового давления при большой подвижности газа, обычно весь объем залежи представляет собой единую газодинамическую систему, все точки которой взаимодействуют между собой. В этих условиях практически весь объем залежи включается в процесс дренирования.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением осуществляется направленное вытеснение нефти водой путем воздействия на продуктивные пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата продуктивных пластов воздействием.

Степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в раз­работку характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием (коэффициентом охвата). Под коэффи­циентом охвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенную дату воздействием, ко всему нефтена-сыщенному объему пласта (залежи, эксплуатационного объекта).

В связи со значительной геологической неоднородностью боль­шинства объектов разработки, прерывистостью, расчлененностью, различием в фильтрационных свойствах слагающих их пластов и прослоев редко удается обеспечить коэффициент охвата, близкий к единице. Чем полнее принятая система разработки учитывает особенности геологического строения продуктивных пластов, тем выше коэффициент охвата, поэтому достижение возможно большей величины этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта воз­действием различают охват по мощности, по площади и по объему. Коэффициент охвата по мощности ^охвй рэввн отно­шению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. В нагнетательных скважинах охваченными воздействием считают­ся те пласты и прослои, в которые поступает нагнетаемая вода. В добывающих скважинах к ним относят те пласты и прослои, кото­рые "работают" - отдают нефть в условиях относительно ста­бильного или даже возрастающего пластового давления.

-334-

Коэффициент охвата по площади ^охв5 определяют для каждого объекта разработки в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной воздействием, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. На практике обычно с определенной долей услов­ности отождествляют коэффициент охвата по площади каждого отдельного пласта с коэффициентом охвата по объему

f^-OTsV •

Охват пласта заводнением значительно влияет на нефтеотдачу залежей, а, следовательно, и на извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы нефти: <2изв⁼йb ^в ^охв- '"Дв бизв ^и Qo ~ запасы нефти соответственно извлекаемые и геологические; Ку -средневзвешенный коэффициент вытеснения; Ку^ц коэффициент охвата пласта заводнением.

Практически при разработке наибольшее изменение величины извлекаемых запасов связано с коэффициентом охвата пласта вытесняющим агентом, т.е. коэффициент охвата в большей степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов, как геологическая неоднородность пласта, вязкость нефти,-площадь залежи, приходящаяся на скважину, коэффициент охвата уменьшается. Этот параметр в конечном счете определяется величиной охваченной воздействием нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Для ее определения используются геологические профили, профили приемистости и отдачи по нагнетательным и добывающим скважинам. В табл.20 приводятся данные о величине коэффициентов охвата по площади и по мощности сложного объекта разработки, приуроченного к терригенной толще нижнего карбона Новохазинской площади Арланского месторождения при 80 % обводненности продукции по участку.

При оценке коэффициента охвата выделяются, так называемые, активные, или работающие толщины пласта. Активная толщина выделяется по наивысшей и наинизшей границам профилей отдачи, снятых при различных технологических режимах работы скважины. По данным выделенных активных толщин по скважинам строят карты этих толщин по всем пластам. С помощью этих карт подсчитывают объемы пласта, охваченные заводнением, как по отдельным пластам, так и по участку в целом. Отношение объема пласта, охваченного заводнением, ко всему объему и дает коэффициент охвата пласта заводнением (табл.20).

-335-

Таблица 20 Коэффициент охвата пласта заводнением

Поле	Удельная площадь, га/скв	Коэфс	>ициент охвата пласта заводнением
Си	Cv	Cvio	Cvi	Суммар­но по полю
Южное		0,65	0,37	0,11	0,49	0,51
Северное		0,41	0,12	0,18	0,36	0,37
Восточное		0,66	0,08	0,05	0,43	0,43
Участок в целом		0,57	0,17	0,10	0,41	0,43

Анализ таблицы показывает, что коэффициент охвата выше по более однородным пластам (Си, Cvi), т.е. по основным объектам разработки, и значительно ниже по более неоднородным пластам Cvi Cvio. По отдельным полям коэффициент охвата по одним и

тем же пластам увеличивается с увеличением плотности сетки скважин, что хорошо отмечается при сравнении коэффициентов охвата по северному (21 га/скв) и южному (12 га/скв) полям, несмотря на то, что геологическая неоднородность по южному полю несколько выше, чем по северному.

Охват пласта заводнением во времени зависит от физико-химических свойств нефти и геологической неоднородности (табл.21).

По неоднородным пластам с высоковязкой нефтью наибольший рост охвата пласта заводнением наблюдается при обводненности продукции на 70 % и выше, чем и объясняется отбор большого количества воды. По относительно однородным объектам с маловязкой нефтью наибольший прирост коэффициента охвата происходит при малой обводненности продукции.

Таблица 21

Дата добавления: 2014-12-27