Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки
Для проведения эффективного контроля и регулирования процесса разработки необходимо вначале детально рассмотреть состояние разработки залежи нефти. Для этого нужно проанализировать состояние скважин на дату изучения, динамику изменения основных геолого-технических показателей, состояния обводнения залежи и характер распределения пластовых давлений на карте изобар. Изучение основных показателей состояния разработки позволит оценить полноту выработки запасов по отдельным участкам пласта, эффективность применяемой системы разработки и наметить мероприятия по регулированию разработки в целях интенсификации добычи и увеличения коэффициента нефтеотдачи.
Для наглядного изображения состояния разработки пласта составляется план-диаграмма.
План-диаграмма представляет собой структурную карту по кровле данного пласта, на которой при помощи условных обозначений показаны на определенную дату скважины следующих категорий:
1. Находящиеся в эксплуатации и дающие (раздельно) чистую нефть и нефть с водой;
2. Выбывшие из эксплуатации вследствие обводнения;
3. Выбывшие из эксплуатации вследствие перехода на газ;
4. Выбывшие из эксплуатации вследствие истощения;
5. Давшие при испытании воду;
6. Давшие при испытании газ;
7. Оказавшиеся при испытании непродуктивными вследствие ухудшения коллекторских свойств пласта;
8. Нагнетательные;
9. Пьезометрические, наблюдательные и т.п.
Совершенно очевидно, что рассмотрение такой диаграммы позволяет получить полное представление о состоянии разработки пласта на данную дату. Для установления динамики изменения состояния разработки такие диаграммы составляются на различные даты.
Для характеристики изменения производительности и состояния обводненности скважин строят карты начальных, текущих (на дату изучения) и суммарных дебитов скважин путем вычерчивания круга с центром в точке расположения скважины. Радиус круга (в масштабе) определяется по формуле πr2=Q, и площадь круга будет изображать (в масштабе) дебит скважины Q. Для характеристики обводненности площадь всего круга принимается за 100%-ую обводненность. Тогда обводненности, например 25% будет отвечать площадь сектора, которому соответствует дуга 900.
На этих же картах показывают начальный и текущий контуры нефтеносности.
В условиях вытеснения нефти водой геологические условия залегания нефти и свойства ее оказывают значительное влияние на характер обводнения пласта. Обычно в залежах нефти наиболее проницаемые зоны и линзы пласта обводняются в первую очередь, а на слабопроницаемых участках наблюдается очень медленное продвижение воды.
В залежах массивного типа, которые подстилаются подошвенной водой, создаются более благоприятные условия для постепенного подъема водонефтяного контакта, однако нередко с образованием конусов воды.
Значительная неравномерность обводнения характерна для залежей с вязкой нефтью, а также для залежей неоднородных пластов.
Динамика обводнения залежей с различным соотношением вязкостей нефти и воды в пластовых условиях весьма разнообразна. В залежах нефти с отношением вязкой нефти и воды (μ0) не более 3-4 безводный период продолжительный и интенсивное обводнение обычно развивается со второй половины третьей стадии разработки. При μ0 > 4, как правило, наблюдаются краткий безводный период, быстрый рост обводнения уже на первой-второй стадиях разработки, продолжительный срок добычи нефти с обводненностью более70-90%.
При неоднородности пласта характер указанного обводнения усложняется. В этом случае к некоторому снижению обводненности продукции приводит применение более плотных сеток скважин.
Особо неблагоприятные условия отмечаются для залежей с μ0 >10: залежь быстро обводняется, содержание воды в продукции достигает 80-90%, скважины характеризуются длительным водным периодом эксплуатации.
Следовательно, эксплуатация скважин до их полного обводнения (не менее 97-99% обводненности), особенно скважин, расположенных в зонах выклинивания и в зонах стягивания контура нефтеносности, является вполне рентабельной.
О целесообразности длительной эксплуатации высокообводненных скважин свидетельствуют результаты анализа на ряде месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной области по скважинам с обводненностью более 80%. Установлено, что отбор нефти на одну скважину после обводнения более чем на 80% достигает 5-10% от суммарного отбора нефти за весь период работы скважины (а в отдельных случаях, например, на месторождении Вэлли в США, значительно больше). За период эксплуатации с обводненностью более 95% добывается 1,5 от суммарного отбора. Продолжительность эксплуатации скважин действующего фонда с обводненностью более 80% в среднем составляет 3,6-5,3 года.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
