Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки. Оптимизация процесса распределения технологических жидкостей

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.