5. Анализ текущего состояния разработки месторождения

5.1. Характеристика фонда скважин

В этом разделе указываются даты начала и окончания разбуривания месторождения и его эксплуатационных объектов и площадей по схеме, принятой проектным документом. Если на дату анализа разработки месторождение еще не разбурено полностью, указывается степень выполнения проектного объема бурения, количество пробуренных, подлежащих бурению и вводу в разработку скважин, а также причины отклонения от проекта. Указывается также со ссылкой на соответствующие документы количество дополнительных скважин, которые пробурены сверх проектных или в отступление от проекта; все скважины должны быть показаны на карте разработки или схеме расположения скважин.

Состояние фонда приводится в таблице Д.8 на дату анализа разработки.

При разработке газонефтяных залежей в условиях барьерного заводнения или в сочетании последнего с другими видами заводнения в фонде нагнетательных скважин выделяется категория барьерных скважин.

Динамика основных категорий фонда добывающих и нагнетательных скважин приводится в таблице основных показателей разработки месторождения (таблица Д.9) и на графике разработки.

5.2 Характеристика отборов нефти, газа и воды

5.2.1. Общие указания по анализу некоторых технологических показателей разработки

При анализе разработки технологические показатели по отбору нефти, природного и попутного газа, конденсата и воды (включая дебиты скважин), и закачке вытесняющего агента (воды, газа) приводятся в том числе по объектам подсчета запасов.

Для целей анализа обоснованно выделяются и рассматриваются более подробно технологические показатели по отдельным площадям, блокам, зонам и участкам месторождения. Эти показатели приводятся как по объекту в целом, так и по отдельным пластам в пределах рассматриваемой площади. Следует иметь в виду, что эти показатели, так же как и показатели разработки отдельных пластов, будут отличаться некоторой условностью вследствие условности методов распределения отборов, возможной неточности определения запасов нефти и условности представления фильтрации жидкости в пределах участка. Несмотря на это, сопоставление показателей по пластам или участкам, выделение показателей какого-либо участка или площади по отношению ко всей залежи дает качественную картину и позволяет выявить особенности их разработки, а главным образом помогает выделить пласты и участки, нуждающиеся в усовершенствовании процесса разработки.

При анализе показателей необходимо также обратить внимание на динамику самих показателей и объяснение причин, вызывающих их изменение. Таблица основных показателей разработки (таблица Д.9) составляется по месторождению в целом и по отдельным объектам разработки. Показатели даются в динамике по годам разработки, в последней графе приводятся показатели на дату анализа. Среднегодовая обводненность продукции определяется в процентах по весу, то есть на поверхности, как частное от деления годовой добычи воды на годовую добычу жидкости. Среднесуточный дебит и средняя приемистость одной скважины берутся из отчетов как уплотненные величины за декабрь каждого года. Темп отбора от запасов и текущая нефтеотдача показываются как по месторождению, так и по его объектам (в таблице для объектов); в сводной таблице по месторождению эти показатели приводятся только для месторождения в целом. В фонде скважин, выбывших из эксплуатации вследствие обводнения, число скважин, отключенных из-за обводнения по техническим причинам, не указывается (таблица Д.11).

Газовый фактор дается как средняя величина по всем загазованным скважинам как в динамике, так и по участкам разработки нефтяной и нефтегазовой зон. Резкое снижение величины газового фактора до начального газонасыщения свидетельствует об отборе всего газа, отсеченного водяным барьером.

5.2.2. Методы распределения отборов нефти и жидкости по пластам при их совместной эксплуатации

Данный раздел относится только к нефтяным залежам, так как газонефтяные залежи, как правило, совместно не разрабатываются. Методика определения накопленной с начала разработки текущей (годовой, суточной и т.д.) добычи нефти, газа, воды и жидкости по группам и рядам скважин, по участкам, зонам, блокам и площадям разработки не представляет трудностей. Накопленная и текущая добыча является суммой количеств добытой нефти (газа, воды, жидкости) отдельных скважин, входящих в группы, ряды скважин, участки, зоны, блоки и площади разработки.

Наиболее сложным является распределение добычи нефти (жидкости) между пластами многопластового месторождения при их совместной эксплуатации одной системой скважин.

При выполнении этой работы в первую очередь выделяются скважины, в которых работает только один какой-либо пласт. Остальная добыча (из совместных скважин) распределяется в зависимости от принятого метода.

Количество добытой нефти (жидкости) по каждому пласту можно определить:

  1. пропорционально гидропроводности пластов (в скважине);
  2. пропорционально произведению гидропроводности пласта в скважине на перепад давления;
  3. пропорционально удельным дебитам;
  4. по данным исследования пластов глубинными дебитомерами;
  5. по контролю за физико-химическими параметрами нефти и воды - коэффициентом светопоглощения нефти, солевым составом воды, содержанием микроэлементов (кобальта, ванадия);
  6. по данным термометрии и др.

Если, например, распределение добычи основано на определении удельных дебитов нефти и жидкости (дебиты на 1 метр перфорированной толщины пласта) - способ третий, - рассчитанных с учетом промысловой информации о раздельной эксплуатации пластов, толщинах пластов при раздельной и совместной эксплуатации, дебитах и обводненности скважин, то, кроме того, необходимо учитывать данные гидродинамических исследований скважин и соотношение суммарных годовых отборов на 1 скважину каждого пласта при раздельной эксплуатации и результаты скважинной дебитометрии - при совместной. По полученным удельным дебитам нефти и жидкости определяют процентное соотношение отборов по пластам.

Этот способ имеет недостаток, заключающийся в том, что в процессе разработки многопластового месторождения могут быть отклонения от проекта и изменения в схеме расположения скважин, в системе воздействия. Удельные дебиты нефти и жидкости и их процентное соотношение не являются неизменными во времени и нуждаются почти в ежегодной корректировке.

Если в основу распределения добычи положены данные дебитометрии (способ четвертый), то в условиях механизированной добычи распределение нефти также проводят с учетом гидропроводности каждого пласта, влияния закачки, особенностей геологического строения и т.д. В условиях гидродинамической связи между пластами на участках слияния коллекторов и по стволу скважин количество нефти, непосредственно отобранной из данного пласта добывающими скважинами, может не отражать действительного состояния выработки запасов. В силу этого, по имеющейся информации о состоянии заводнения коллекторов, о характере изменения коэффициента охвата дренируемых пластов заводнением по толщине, подсчитываются запасы нефти в заводненном объеме каждого пласта, и вся добытая нефть распределяется по пластам пропорционально этим запасам (с учетом различия коэффициентов вытеснения по пластам).

При недостаточности исходной информации и ее объективно неполной достоверности, авторы обязаны прибегать к использованию всех имеющихся в наличии геолого-промысловых данных для более обоснованного решения вопроса о распределении отборов по пластам при их совместной эксплуатации.

Таким образом, для распределения добычи нефти и жидкости необходимо:

  1. распределить фонд добывающих и нагнетательных скважин по группам с учетом работающих в скважине пластов;
  2. для группы скважин с одним работающим пластом определить по годам разработки текущую и накопленную добычу нефти и жидкости;
  3. по группам скважин с совместно работающими пластами выделить обводненные пласты;
  4. на основе данных дебитометрии с привлечением всей имеющейся промысловой информации и исследований установить по каждой скважине по годам разработки текущую и накопленную добычу нефти и жидкости по пластам;
  5. на основе суммирования текущей и накопленной добычи нефти и жидкости по пластам и скважинам установить значение этих показателей по каждому пласту в целом;
  6. определить процентное соотношение отборов нефти и жидкости отдельных пластов в общей добыче месторождения, на основе которых принять соотношение для деления добычи при прогнозных расчетах;
  7. впоследствии на основе подсчета остаточных запасов нефти осуществить контроль и корректировку полученных отборов по пластам.

В процессе создания постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождения большой объем работ приходится на «подгонку» истории разработки. Обычно «подгонка» производится при заданных дебитах жидкости по скважинам, т.е. при моделировании используются данные о распределении добычи по пластам, полученные вышеизложенными методами. В то же время, в процессе «подгонки» может выявиться, что проведенное распределение необходимо скорректировать для того, чтобы не только дебиты жидкости, но и модельные значения пластовых давлений и параметров пласта соответствовали фактическим замерам в отдельных пластах моделируемых скважин. Таким образом, процесс «подгонки» истории разработки является еще одним методом распределения отборов жидкости и нефти по пластам при их совместной эксплуатации.

5.2.3. Содержание и методы построения карт и графика разработки

Карты текущего состояния разработки (рисунок Г.4) составляются недропользователями по каждому эксплуатационному объекту всех нефтяных и газонефтяных месторождений. По месторождениям, на которых закончено бурение основного фонда скважин, карты составляются дважды в год: по состоянию на 1 января и 1 июля; по месторождениям, находящимся в стадии разбуривания, карты составляются каждый квартал.

Карты текущего состояния разработки выполняются на основе карты начальных или текущих нефтенасыщенных толщин или карты начальных удельных балансовых запасов нефти.

В выбранных авторами масштабах, в виде круговых диаграмм изображается текущая среднесуточная добыча жидкости и текущая закачка соответственно по каждой добывающей и нагнетательной скважине. Данные берутся из ежемесячных отчетов по добыче нефти и закачке воды. Все данные в поверхностных условиях: добыча жидкости в т/сут., закачка воды в м3/сут. Масштаб диаграмм линейный и может быть различным для добычи жидкости и закачки воды. Выбранный масштаб обязательно приводится в условных обозначениях карты.

1 см радиуса = т/сут;… м3/сут

Дебит нефти (в т/сут) и процент воды по малодебитным скважинам, которые невозможно изобразить круговой диаграммой в принятом масштабе, обозначаются цифрами под номером скважин, например, 349/{10-73%}.

Обводненность продукции скважин (весовой процент воды) показывается в виде сектора на круговых диаграммах добывающих скважин. Угол сектора находится из соотношения delta = Q_в/Q_ж, где: Q_в, Q_ж - добыча воды, жидкости. Угол откладывается только от положительной вертикальной оси по направлению часовой стрелки.

Способ эксплуатации изображается штриховкой или раскраской круговых диаграмм. При применении штриховки используются следующие обозначения:

- фонтанный - газлифтный
- электропогружной насос - штанговый насос

Для того, чтобы карта не была перегружена штриховкой, целесообразно наиболее распространенный способ эксплуатации показывать вообще без штриховки, остальные способы изображаются указанными выше знаками.

При раскраске карты нефть принято показывать коричневым тоном, добываемую воду - зеленым, закачиваемую - голубым.

При наличии соответствующих данных на карте можно представить причины обводнения скважин. Тогда пластовая (подошвенная и законтурная) вода изображается зеленым цветом, закачиваемая - голубым, а «посторонняя» (техническая) - розовым.

Фонд скважин эксплуатационного объекта показывается с разбивкой по основным категориям.

Основные категории добывающих и нагнетательных скважин: проектные, действующие (пробуренные), в бурении, в освоении, в консервации и бездействии, ликвидированные. Из числа проектных скважин обязательно выделяются проектные скважины текущего года (закрашиваются красным цветом) и намеченные к бурению в следующем году (закрашиваются розовым цветом).

Разведочные скважины должны быть подразделены на пробуренные, находящиеся в бурении. На карте необходимо также показать пьезометрические и контрольные скважины.

Горизонтальные скважины обозначаются в виде черты, направление которой на карте по азимуту должно соответствовать фактическому (проектному) направлению.

Условные обозначения перечисленных выше скважин согласованы с обозначениями работы [7] . В случае представления скважин других категорий, их изображения принимаются также согласно [7] .

На картах текущего состояния разработки также должны быть нанесены линии выклинивания продуктивного горизонта и положение начальных, а по возможности и предполагаемых текущих контуров нефтеносности и газоносности. Внешние и внутренние контуры нефтеносности и газоносности изображаются в соответствии с таблицей 17 [7] .

Изолинии начальных или текущих нефтенасыщенных толщин вычерчиваются тонкими сплошными линиями черной тушью, допустимо их разрежение.

В связи с достаточной загруженностью карты нанесение на нее какой-либо дополнительной информации, кроме перечисленной выше, не рекомендуется.

Для целей анализа разработки, помимо карты текущего состояния разработки, необходимо иметь также карту накопленных отборов жидкости и накопленной закачки воды - карту разработки.

Карты разработки обычно составляются раз в год по состоянию на 1 января.

Эти карты строятся по тому же типу, что и карты текущего состояния разработки, только на круговых диаграммах изображаются суммарные с начала разработки добыча жидкости (по добывающим скважинам) и закачка воды (по нагнетательным скважинам) в поверхностных условиях. Количество добытой воды представляется в виде сектора. Масштаб диаграмм площадной, желательно один и тот же для изображения добычи жидкости и закачки воды.

При составлении карт разработки может встретиться случай, когда по одной и той же скважине есть и добыча нефти и закачка воды (при переводе добывающей скважины в нагнетательную или при отработке на нефть нагнетательной). По такой скважине должны быть показаны две диаграммы, причем диаграмма закачки изображается верхним планом, диаграмма добычи - нижним. При условии Sigma Q_нагн > Sigma Q_отб (а) диаграмма добычи приводится пунктиром, а при условии Sigma Q_нагн < Sigma Q_отб (б) обе диаграммы наносятся сплошной линией, а сектор, отражающий добычу воды - пунктиром под диаграммой закачки. Соответственно наносится и раскраска, однако добыча воды должна быть представлена, в отличие от закачки, другим оттенком голубого цвета или зеленоватым.

Примечание: Условные обозначения типов скважин, способов добычи, контуров нефтеносности и другие обозначения могут отличаться от приведенных выше.

- Sigma Q_нагн > Sigma Q_отб - Sigma Q_нагн < Sigma Q_отб

Способы эксплуатации на этих картах не показываются.

Все остальные обозначения, касающиеся категорий скважин и контуров нефтеносности и газоносности те же, что и на картах текущего состояния разработки.

Для решения конкретных задач по регулированию процесса выработки запасов нефти из многопластовых объектов при их совместной разработке, таких как выдача рекомендации по бурению дополнительных скважин на отдельные пласты, создание дополнительных очагов заводнения, забуривание вторых стволов в старых скважинах, ОПЗ и др., целесообразно составлять карты темпов выработки запасов.

Для этого по каждой скважине и по каждому пласту, кроме годового отбора и закачки воды в пласт, определяют начальные извлекаемые (или балансовые) запасы.

Запасы по скважинам и пластам рассчитывают исходя из емкостной характеристики дренируемого скважиной участка, используя при этом формулу объемного метода подсчета запасов нефти.

В условиях разработки объекта на естественном режиме площадь, приходящаяся на каждую конкретную скважину, равна произведению расстояний между скважинами в ряду и между рядами.

В случае внутриконтурного заводнения принимают условно, что добывающая скважина I-го ряда дренирует площадь по ширине, равной расстоянию между скважинами в ряду и по длине - расстоянию между нагнетательным и первым эксплуатационным рядами. Скважина II ряда дренирует площадь по ширине, равной расстоянию между скважинами в ряду и по длине - расстоянию между I и II рядами и т.д.

По нагнетательным скважинам определяют темп закачки исходя из годового объема закачки воды в скважину и извлекаемых запасов, приходящихся на одну нагнетательную скважину при соотношении добывающих и нагнетательных скважин, равном 1:1. При соотношении 1:2 эти запасы удваиваются и т.д.

На карте темпов выработки запасов наносят фонд скважин, контуры нефтеносности или границы пласта. Величину темпа отбора или закачки наносят в масштабе на карту темпов выработки запасов, как это показано на рисунке Г.3. График разработки (см. Приложение В) дает динамику изменения по годам основных технологических показателей разработки: текущей и накопленной с начала разработки добычи нефти, жидкости, газа (в поверхностных условиях), закачки воды, весового (среднегодового) процента воды, пластового давления в зоне отбора. Для нефтяных залежей, разрабатываемых при естественном упруговодонапорном режиме, газонефтяных залежей дополнительно приводится изменение текущего газового фактора. На оси абсцисс откладываются годы разработки, которые рассматриваются как интервалы времени. Накопленные показатели наносятся на конец года. Текущие, в том числе и процент воды, рассматриваются как среднегодовые и наносятся точкой на середину года. Пластовое давление наносится точкой на середину временного интервала (квартала, года).

5.3. Характеристика системы воздействия на пласт

На месторождениях, разрабатываемых при нагнетании воды, могут применяться несколько видов заводнения: законтурное, внутриконтурное, очаговое, площадное, избирательное, барьерное. Поэтому в начале раздела необходимо указать, какие виды заводнения применяются на месторождении, когда и на каких площадях началось внедрение и коротко описать их развитие. Если кроме заводнения на месторождении применялись или применяются другие системы воздействия, они должны быть указаны. Необходимо также указать какие промышленные работы с применением методов увеличения нефтеотдачи проводятся на месторождении.

Так как показатели разработки, характеризующие закачку (количество текущей и накопленной закачиваемой воды, среднесуточная закачка на одну скважину, текущая и накопленная компенсация закачкой отбора, давление нагнетания, давление на линии нагнетания) представлены в таблицах Д.9 и Д.10, то в настоящем разделе следует показать их в сравнении с проектными данными и в сопоставлении по отдельным площадям и объектам эксплуатации, а также показать причины, в том числе и организационные, вызвавшие их изменение во времени и влияние их изменения на работу месторождения в целом, то есть показать изменение и перераспределение закачки по площади месторождения и по объектам, причины этих изменений и результаты их влияния на разработку месторождения.

Если на месторождении проводились работы по увеличению давления нагнетания с целью интенсификации процесса разработки и подключения невырабатываемых прослоев, указать объемы и результаты этих работ. Если внедрялось циклическое заводнение, то дать его характеристику и результаты.

Суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин, по месторождению и его объектам определяется как сумма количеств закачиваемой воды по отдельным скважинам. Распределение закачки при внутриконтурном заводнении между соседними площадями или блоками разработки производится в соответствии с темпами отбора жидкости или в соответствии со средней гидропроводностью смежных площадей или блоков разработки.

Распределение объемов закачиваемой воды в скважинах разрезающих рядов между соседними площадями рекомендуется проводить с учетом отборов жидкости и изменения пластового давления за анализируемый период на этих площадях по формуле:

Sigma Q_з = Sigma Q_э + beta^∗ * Delta P_пл * V + Delta Q_з (5.1)
где:

  • Sigma Q_з - объем закачки за анализируемый период (можно по годам или еще дробнее);
  • Sigma Q_э - отбор жидкости за анализируемый период с половины площади, примыкающей к ряду нагнетательных скважин;
  • beta^∗ - коэффициент упругоемкости пласта на прилегающей площади;
  • Delta P_пл - изменение пластового давления на прилегающей площади за анализируемый период;
  • V - объем пласта в пределах прилегающей площади;
  • Delta Q_з - потери закачки (утечки в другие пласты из-за негерметичности колонны, потери на поверхности и др.).

Так же как и при распределении добычи нефти и жидкости, наибольшую сложность и условность представляет собой распределение закачки между пластами многопластового месторождения с использованием данных расходометрии. Более простой способ заключается в распределении закачки пропорционально накопленной добыче жидкости пластов.

Особенно большие трудности с определением истинных величин попадания в пласты закачиваемой воды в нагнетательные скважины и их распределение по отдельным пластам возникают при создании постоянно действующих геолого-технологических моделей и «подгонке» истории разработки. Эти трудности возникают в связи с тем, что промысловая информация по закачке воды весьма скудна и неточна, в особенности это относится к объемам закачки. Ввиду негерметичности эксплуатационных колонн, нарушений в цементном кольце между колонной и породой и в силу других причин, в большинстве случаев объем закачиваемой воды замеренный на кустовых насосных станциях и объем поступающей в пласт воды, резко отличаются друг от друга. И разница между этими величинами постоянно изменяется во времени. Задача определения точных объемов воды, поступающей в пласты при ее закачке еще более неопределенна при законтурном заводнении, т.к. отсутствует или крайне недостаточна информация о состоянии пластового давления в законтурной области и не имеется данных о фильтрационных свойствах этой области (проницаемость, толщина пластов, наличие или отсутствие непроницаемых границ). Именно в силу отмеченных причин при создании постоянно-действующих геолого-технологических моделей для залежей, имеющих историю разработки, необходимо особенно внимательно обосновывать истинные объемы поступающей в пласты закачиваемой воды, а не принимать объемы закачки, измеряемые на кустовых насосных станциях, за истинные объемы поступления воды в пласты.

5.4. Характеристика энергетического состояния месторождения

Уточнение энергетической характеристики месторождения производится, как правило, по результатам его пробной эксплуатации, однако вследствие (как это часто бывает) недостаточного срока такой эксплуатации уточнение энергетической характеристики проводится и при анализе разработки месторождения. При анализе разработки для выполнения этой работы исследователи располагают большим количеством замеров давлений, динамикой давлений, новыми данными о взаимодействии зоны отбора с газовой шапкой, законтурной областью и с зоной нагнетания, дополнительными материалами о взаимодействии отдельных площадей и пластов и т.д., полученных в процессе разработки месторождения.

В понятие энергетической характеристики входит режим залежи, запасы и расход энергетических сил ее, динамика и текущее состояние пластовых и забойных давлений.

Режим нефтяной залежи, как правило, устанавливается при проектировании разработки и определяется природными условиями залегания нефти, физическими свойствами коллекторов нефти, газа и пластовой воды, строением пласта в законтурной области. На эксплуатируемых месторождениях режим зависит также от созданных в результате внедрения проекта условий выработки нефти. При разработке залежей нефти различают следующие режимы: водонапорный, упруговодонапорный, смешанный, гравитационный. Проявление режима сказывается во взаимосвязи между отбором нефти и пластовым давлением, в изменении величины газового фактора, в характере обводнения продукции и т.д.

Как известно, большинство нефтяных и газонефтяных залежей разрабатываются при режиме вытеснения нефти водой, создаваемом путем различных видов нагнетания (законтурное, внутриконтурное, площадное, избирательное, очаговое и их комбинации). Газонефтяные залежи разрабатываются обычно также при закачке воды, где кроме законтурного или какой-либо разновидности внутриконтурного нагнетания создается еще барьерное заводнение, а иногда наряду с закачкой воды используется режим газовой шапки (при наклонном пласте и на первых стадиях разработки).

В связи с этим, одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко.

При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруговодонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта

Delta V_з = beta^∗ * V_о * Delta P (5.2)
где:

  • Delta V_з - запас упругой энергии залежи;
  • beta^∗ - коэффициент упругоемкости пласта;
  • V_о - объем пласта;
  • Delta P - снижение давления,

beta^∗ = m · beta_ж + beta_c (5.3)
где:

  • m - пористость;
  • beta_ж - коэффициент сжимаемости жидкости (нефти);
  • beta_c - коэффициент сжимаемости среды (породы);

Delta P = Р_нач - Р_пл
где:

  • P_нач - начальное среднее пластовое давление;
  • Р_пл - текущее среднее пластовое давление.

Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с Delta V_з, можно убедиться в наличии еще в залежи упругой энергии или в необходимости внедрения методов поддержания давления.

Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом.

В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему.

Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки.

Влияние разработки соседних месторождений устанавливается по изменению пластового давления и смещению водонефтяного контакта, а иногда отмечается и перемещение залежи нефти. Легче установить это до начала разработки рассматриваемого месторождения по аномально низкому по сравнению с соседними залежами начальному пластовому давлению. В процессе работы влияние соседних залежей устанавливается расчетным путем методом компьютерного моделирования.

Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область.

Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения. Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором жидкости.

Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний) при условии представления залежи в виде укрупненной скважины:

Q(t) = {2pkh}/{mu_в Z}(P_нл-P_н) Q^∗(tau) (5.4)
где:

  • Q(t) - утечки закачиваемой воды в законтурную область;
  • k - средняя проницаемость пласта;
  • h - толщина пласта;
  • mu_в- вязкость воды;
  • Z = {ДР_факт}/{ДР_расч} - поправочный коэффициент, определяется в период пробной эксплуатации;
  • Р_нл - давление на линии нагнетания;
  • Р_н - начальное пластовое давление;
  • Q^∗(tau) - безразмерная закачка на момент времени t, определяется по таблице 1.
  • tau - безразмерное время, tau = {2 chi t}/{{R_н}^2};

где:

  • R_н - радиус укрупненной скважины;
  • chi - коэффициент пьезопроводности.

Таблица 1

Значения безразмерного радиуса воронки депрессии и безразмерного дебита сжимаемой жидкости в различные моменты безразмерного времени при постоянном противодавлении на скважине
{R_к}^∗ Q^∗ tau {R_к}^∗ Q^∗ tau
1,15 7,1582 0,01103 40 0,27108 671,97
1,25 4,4822 0,03043 50 0,25562 1062,9
1,35 3,3322 0,059105 60 0,24424 1554,4
1,45 2,6917 0,047345 70 0,23538 2116,6
1,55 2,2821 0,14456 80 0,22821 2779,7
1,65 1,9984 0,20082 90 0,22223 3534,1
1,75 1,7870 0,26605 100 0,21714 4380,3
1,85 1,6255 0,34019 200 0,18873 17894
1,95 1,4975 0,42317 300 0,17532 40635
2,0 1,4428 0,46797 400 0,16690 72651
2,5 1,0913 1,0360 500 0,16091 113970
3,0 0,91025 1,8209 1000 0,14476 460820
3,5 0,79828 2,8214 2000 0,13157 1,8588 · 106
4,0 0,72134 4,0375 5000 0,11741 11,721 · 106
4,5 0,66489 5,4684 7000 0,11295 23,032 · 106
5,0 0,62135 7,1155 10000 0,10857 47,125 · 106
5,5 0,58661 8,9927 12000 0,10760 67,937 · 106
6,0 0,55809 11,0560 15000 0,10400 106,3 · 106
7,0 0,51496 15,8610 30000 0,09700 427,0 · 106
8,0 0,48091 21,5330 60000 0,090851 1714,3 · 106
9,0 0,45512 28,0750 80000 0,088581 3051,6 · 106
10,0 0,43429 35,4890 100000 0,086858 4772,8 · 106

где:

  • {R_к}^∗ = {R_к}/{R_с} - безразмерный радиус воронки депрессии;
  • Q^∗ = {mu}/{2pkh(P_к - P_с)} Q - безразмерный дебит сжимаемой жидкости;
  • tau = {2k}/{mu_в mu_ж {R_с}^2} t - безразмерное время.

Ввод в разработку новых скважин дает богатую информацию о начальном пластовом давлении. Поэтому при проведении анализа разработки на первых стадиях жизни месторождения или при вводе в разработку новых, ранее не разрабатываемых площадей или пластов необходимо уточнение начального пластового давления по залежи и ее участкам и пластам. Среднее начальное (или текущее) пластовое давление определяют по картам изобар как средневзвешенное по площади по формуле:

P_{пл.ср} = {(P_1 + P_2) F_1 + (P_2 + P_3) F_2 + cdots + (P_n + P_{n+1}) F_n}/{2 (F_1 + F_2 + cdots + F_n)} (5.5)
где:

  • P_1, P_2 cdots P_n - величина давления на изобарах;
  • F_1, F_2 cdots F_n - площади между смежными изобарами.

Как сказано выше, энергетическое состояние залежи представляется динамикой и текущими значениями давлений. Так, в динамике с начала разработки дается среднее пластовое давление в зоне отбора (оно также показывается на графике разработки). За последние пять лет представляется динамика средних пластовых давлений по объекту в целом, в зоне отбора, в газовой шапке, в зоне и на линии нагнетания, а также динамика забойного давления по рядам добывающих скважин и по рядам нагнетательных скважин; давления на устье нагнетательных скважин (по рядам), рабочего перепада давления (давление на линии нагнетания минус забойное давление в добывающих скважинах); коэффициенты продуктивности по нефти и по жидкости и коэффициенты приемистости.

В тексте отчета приводятся значения начальных и текущих удельных коэффициентов продуктивности, значения средней гидропроводности и пьезопроводности (если они уточняются при анализе разработки), значения коэффициента гидропроводности на различных участках разработки.

Для уяснения состояния разработки текущие значения давлений и депрессий сопоставляются с соответствующими начальными давлениями и с давлениями на характерные для процесса разработки даты, а также с расчетными в проектном документе. Наглядную картину распределения пластового давления по залежи дает карта изобар. Кроме того, карта изобар используется для определения среднего пластового давления и гидропроводности пласта. Перед построением карты изобар фактические данные замеров динамического пластового давления пересчитывают в приведенные пластовые давления, то есть учитываются углы наклона пласта и отметка уровня ВНК.

Карты изобар составляются систематически, обычно поквартально. Для анализа разработки чаще всего бывает достаточно этих карт, однако при некоторых обстоятельствах, для пояснения тех или иных процессов, происходящих на месторождении, приходится строить карты изобар на другие даты, диктуемые анализом разработки. Для многопластовых месторождений желательно построение карт изобар по каждому эксплуатируемому пласту при наличии достаточного количества замеров.

Энергетическая характеристика многопластового месторождения должна иметь сведения о гидродинамической связи отдельных пластов между собой. При наличии мест слияния пластов-коллекторов в так называемых «литологических окнах» и различных давлениях по пластам, в участках их слияния возможны перетоки жидкости. Особенно нежелателен переток воды в нефтяную часть другого пласта. Установить наличие перетоков можно по разности рабочих депрессий по пластам, равенстве отметок ВНК разных пластов, по появлению воды в нефтяной части одного из пластов, по одинаковому химическому составу пластовых вод. Места слияния пластов указываются на картах распространения пластов. При перетоке воды из одного пласта в нефтяную часть другого пласта, локальные участки обводнения очерчиваются текущим контуром нефтеносности на карте заводнения.

Профиль давления по каждому из пластов, построенный по скважинам, проходящим через место перетока, иллюстрирует наличие гидродинамической связи между пластами.

Рассматриваемый раздел отчета по анализу разработки должен содержать сведения о температуре пласта. Особенно это важно для таких месторождений, где температура пласта близка к температуре насыщения нефти парафином. В этом случае при закачке холодной воды происходит повышение вязкости нефти и возрастают гидравлические сопротивления при движении нефти по пласту и стволу скважины. Результаты контрольных замеров температуры приводятся в тексте в сопоставлении с начальными данными о температурном режиме залежи.

5.5. Динамика обводнения залежи

В условиях водонапорного режима разработки нефтяных месторождений обводнение добывающих скважин и продуктивных пластов - естественное и неизбежное следствие процессов разработки. Характер обводнения нефтяных пластов различен и зависит от свойств продуктивных пластов, нефти и воды, от условий залегания нефти в пласте, режимов эксплуатации скважин и других причин. Одним из главных факторов, определяющих обводнение, является неоднородность пластов по толщине (вызывает послойное обводнение) и по простиранию, их линзовидность, вызывающие неравномерное обводнение по площади залежи. Неравномерность обводнения усиливается при высоком соотношении вязкостей нефти и воды. Другим важным фактором, влияющим на обводнение, является наклонное, относительно кровли и подошвы, начальное положение ВНК.

Изучение характера обводнения залежи начинается с анализа показателей, поясняющих степень обводнения залежи и продукции каждой из добывающих скважин, то есть характеризуется суммарное с начала разработки и текущее количество добытой воды и жидкости; процентное содержание воды в продукции месторождения в целом, а также по отдельным площадям (участкам разработки) и по отдельным пластам; количество обводненных скважин, их распределение по степени обводнения и процентное отношение ко всему фонду; количество обводненных и отключенных из-за полного обводнения скважин в рядах и т.д.

Эти показатели приводятся в тексте отчета по анализу разработки во взаимосвязи с отборами и закачкой и другими показателями работы месторождения. Кроме того, динамика обводнения (процент воды в продукции) по месторождению и его отдельным объектам приводится на графиках разработки и в таблице Д.9 по годам за последние пять лет разработки и на дату анализа. В таблице Д.11 показывается динамика обводненного фонда скважин.

Причины обводнения скважин приводятся как в тексте, так и в таблице Д.11 на примере динамики обводненного фонда скважин. В качестве причин обводнения скважин указывается обводнение за счет продвижения нагнетаемой воды (или контурных вод), то есть, в основном, послойное обводнение, обводнение за счет подъема ВНК (сюда можно отнести обводнение подошвенными водами и подтягивание конусов), а также обводнение по техническим причинам. Если объем воды, добываемой из скважин с неисправными эксплуатационными колоннами (технические причины) велик, то из дальнейшего анализа такое число скважин и объем добытой воды из них должны быть исключены.

Текущая обводненность продукции скважин изображается на карте текущих отборов (текущего состояния разработки), а накопленная с начала разработки добыча воды на дату анализа - на карте суммарных отборов (карте разработки). На дату анализа представляется распределение фонда обводненных скважин в зависимости от процента воды в их продукции, а также характеристика их работы. Кроме того, приводится характеристика работы обводненных скважин.

Известно, что обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. График «Зависимость числа работающих скважин, среднего дебита и обводнения продукции от текущей нефтеотдачи» позволяет не только наглядно видеть изменение этих показателей по залежи, но сравнивать характер обводнения данной залежи с другими. На графике все показатели изображаются на конец года. Обводнение продукции (среднегодовое) определяется в процентах от добычи жидкости в пластовых условиях, дебит скважины по нефти - средний уплотненный (т/сут), нефтеотдача берется в процентах от начальных балансовых запасов нефти.

Наглядное представление о распространении обводнения по площади эксплуатационного объекта дает карта заводнения или карта влияния закачки (см. раздел 6.3). Для многопластового месторождения карта влияния заводнения строится по каждому пласту. В основе ее схема расположения скважин, работающих на этот пласт, и карта распространения коллекторов, участки слияния с выше- и нижележащим пластами, начальные и текущие ВНК и ГНК. Дополнительно наносятся остаточная нефтенасыщенная толщина пласта (в знаменателе под номером скважины), линии равных процентов воды в продукции скважин, причины обводнения (закрашивается кружок скважины тем цветом, какой водой обводнена скважина (голубой - закачиваемая вода, зеленой - пластовая, розовой - техническая), границы мест перетока. На карте на основе анализа промысловых данных (о закачке воды, добыче воды, обводнении, замерах давлений, гидропрослушивании, дебитометрии, расходометрии и т.д.) указываются зоны различной связи с нагнетательными скважинами: активного воздействия нагнетания, слабой связи с нагнетательными скважинами и отсутствия связи (см. раздел 6.3). Несмотря на условность такой карты, она показывает необходимость проведения работ по активизации заводнения на неохваченных закачкой зонах пласта.

Особенностью разработки многопластового объекта может быть появление в нефтеносной части одного из пластов локального участка обводнения вследствие гидродинамической связи пластов в участках их слияния. Убедившись в наличии перетока, необходимо установить его размеры. Приближенно количество перетекшей воды можно установить по балансу отбора жидкости и закачки воды по каждому пласту многопластового месторождения.

В рекомендациях по улучшению состояния разработки многопластовых месторождений, в которых обнаружен переток воды в нефть, должны быть разработаны мероприятия по их ликвидации.

Исследование обводнения должно включать в себя изучение характера перемещения ВНК для последующего решения вопросов о выработке запасов нефти. Как указывалось выше, характер перемещения ВНК зависит от многих факторов. При изучении этого вопроса перемещение ВНК должно быть связано с проницаемостью по площади и послойной проницаемостью, с наличием наклона в начальном положении ВНК, с работой нагнетательных скважин. В итоге должна быть пояснена сложная геометрическая форма ВНК и скорости его продвижения и подъема на отдельных участках и участках обводнения отдельных скважин. Наиболее эффективно о перемещении ВНК можно судить на основе результатов геофизических методов исследования (электрокаротаж по новым скважинам, пробуренным на залежь или нижележащие горизонты; радиоактивный каротаж по скважинам, не перфорированным против исследуемого интервала), а также по косвенным методам, основанным обычно на процессе обводнения добывающих скважин. Наиболее подробно методы определения текущего положения ВНК изложены в разделе 6.

...Назад. Раздел 4 | Содержание | Раздел 6. Далее...

 
рд/153-39.0-110-01/раздел_5.txt · Последние изменения: 2011/02/02 21:22 — admin