Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом

- свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);

)

- данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, ко­нечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);

- данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объек­та по последнему утвержденному проектному документу. С приня­тием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая до­быча нефти (газа), жидкости и годы их достижения: максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основ­ной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; ко­личество резервных скважин; количество пробуренных добываю­щих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плот­ность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний де­бит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную до­бычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при макси­мальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воз­действия; основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с нача­ла разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запа­сов; текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки вм'в пе­реводе на пластовые условия; закачка воды за год в м³ и в процен­тах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разработки в м³ и в процентах накопленной с начала раз­работки жидкости в пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м³; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин; фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закач­кой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, — добы­вающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний де­бит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давле­ние на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне от­бора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добы­вающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных спо­собах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продук­ции до 2; 2-20; 20-50: 50-90; более 90%.

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационно­му объекту.

График разработки (рис. 121) составляется для эксплуатацион­ного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) по­казателей разработки.

На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фон­да добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, нахо­дящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промысловых осо­бенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта раз­работки.

При необходимости сравнения графиков разработки различных объ­ектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов раз­работки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а ко­эффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добы­чи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждо­го объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Рис. 121. График разработки нефтяного эксплуатационного объекта. QH — добыча нефти; Qx — добыча жидкости; В — обводненность продукции; VB — объем закачки воды; Рпл —пластовое давление; NH, NH— фонд действующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, II, III, IV— стадии разработки

1955 1960 1965 1970 1975 1980 Годы

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуа­
тации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разра­ботки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенство­ванию.

6.6.9. Пластовое и забойное давление при разработке залежей Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Р, _{ШТ1: к}-

С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее неф­ти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут на­блюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда сква­жин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем - важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неу­добно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залега­ния пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процес­се разработки на одних участках залежи давление может снижать­ся, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обу­словлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусствен­ным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противопо­ложных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значения­ми приведенного пластового давления.

Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную пло­скость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых слу­чаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Р_ПЛПР вычисляют по формуле:

^Рпл.пр ^{= Р}пл.з^±гёК (6.15)

где Р_плз — замеренное в скважине пластовое давление; h — расстояние между точкой замера и условной плоскостью;

г — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в ка­кой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газо­вой — сделан замер);

g — ускорение свободного падения.

Поправку г g h вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 122 в законтурных водяных скв. 1 и 2 за­меры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому по­правка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной за­контурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определя­ют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважи­нам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправ­ку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плот­ность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематическо­го профиля. На рис. 123 горизонтальная линия 1 соответствует при­веденному начальному пластовому давлению, имеющему одинако-

Рис. 122. Схема приведения пластового давления на глубине: 1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — зона пласта, заводнен­ная при разработке нефтяной части залежи; 5 — точка замера давления в скважине; h — расстояние от точки замера до условной плоскости

Рис. 123. Схематический профиль приведенного пластового дав­ления залежи при естественном водонапорном режиме. а — залеж; б — интервал перфорации. Давление: 1 — начальное пластовое (приведенное); 2-е пласте возле первых, введенных в разработку скважин; 3 - приведенное динамическое пластовое (после ввода многих скважин); Ртб — забойное давление; К— контур питания

вые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная (местная) во­ронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое дав­ление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с ли­нией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода пер­вой скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Р_заб. По мере разбуривания залежи, дальнейше­го ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное сни­жение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными во­ронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действу­ющими скважинами соответствует значению текущего (динамиче­ского) пластового давления. Кривая 3 на рис. 123, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Вид­но, что приведенное текущее пластовое давление снижается от кон­тура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведен­ном случае — при разрезании залежи на блоки) показан на рис. 124.

Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обраще­ны вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных сква­жин обычно превышает начальное пластовое давление на 15—20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответ­ствует искусственному контуру питания.

''заб.наг

Рис. 124. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды. Скважины: 1 — нагнетательные, 2 — добывающие; части пласта: 3 — нефтенасыщенные, 4 — промытые водой, 5 — динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 — локальные воронки депрессии (репрессии); ^пл нач ~ начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: заб л ~~ в нагнетательной скважине, Рзлв НЛГ - в добывающей скважине

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных про­стаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в ра­боте). Замеренное в остановленной скважине давление будет соот­ветствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжи­тельной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубин­ный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважи­ну останавливают, после чего перо манометра регистрирует выпо- лаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забой­ного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 125. По окончании ис­следования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии доста­точного опыта, когда становится известной необходимая в конкрет­ных геологических условиях продолжительность остановки скважи­ны для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

а б

Рис. 125. Кривая восстановления давления в оставленной скважине. а — добывающей, б — нагнетательной. Давление: РПЛД — пластовое динамическое; Р.1АС — забойное Динамическое пластовое давление залежи в целом освещает­ся замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательно­сти, обеспечивающей неизменность условий дренирования зале­жи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновре­менной остановки близко расположенных друг к другу скважин, по­скольку при этом давление на исследуемом участке залежи восста­новится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пласто­вого давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в корот­кий срок.

6.6.10. Карты изобар

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью
карт изобар. Картой изобар называют нанесенную на план расположе­ния забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями ди­намического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пла­стового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно со­ставлять раз в полугодие.

Полугодовой интервал может быть установлен также в исклю­чительно сложных для исследования скважин условиях — при рез­кой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в услови­ях шельфа и др.

При построении карты используют данные о приведенном пла­стовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динами­ческого пластового давления. При построении карты на установлен­ную дату следует использовать замеры давления в скважинах, макси­мально приближенные во времени к этой дате.

Рис. 126. Схема приведения замеренных значений РПЛ в скв. 1 и 2 к дате построения карты изобар: 1 — средние значения пластового давления по площади, полученные по скважинам в последнем квартале; 3 — приведенные во времени значения пластового давления в скв. 1и2 (анологично приводятся по всем скважинам)

Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества из­мерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замерен­
ные значения давления вносить поправку на время. Это можно при­ближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давле­ния, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 126, сплош­ная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних дан­ных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на кар­те выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пре­делах залежи.

Карта изобар служит основой для определения среднего динами­ческого пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).

Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно предста­вить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.

Среднее взвешенное давление по площади р_{ш f} находят по фор­муле

(6.16)

где р. — среднее арифметическое значение давления в пределах /-го элемента залежи между соседними изобарами;

f. — площадь /-го элемента залежи, замеряемая по карте;

F— площадь залежи;

п — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объему за­лежи — последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насьпценной тол­щины пласта h и по ней определяют значения f, и И., для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведенияph, гдер - приве­денное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изо­бар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют пло­щади элементов s, между соседними изолиниями и соответствую­щие элементам площади средние значения (ph)_r

4. Находят среднее значение Р_ш, у по формуле

(6.17)

где V— нефте(газо)наеыщенный объем залежи;

п — количество элементов площади с разными средними значе­ниями ph;

т — количество элементов площади залежи с разными средни­ми значениями h.

В настоящее время расчеты средневзвешенных давлений осу­ществляются на компьютерах.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой тол­щине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обыч­но значительная толщина продуктивных пластов, для них определя­ют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических воз­можностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рас­смотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдель­ных технологических мероприятий по совершенствованию процес­са разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозиро­вания поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.