МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОМУ АНАЛИЗУ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОМУ АНАЛИЗУ

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РД 153-39.0-110-01

 

Дата введения 2002-03-01

 

 

Предисловие

 

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным учреждением " Экспертнефтегаз" Министерства энергетики Российской Федерации.

Творческая группа в составе: Базив В.Ф., Баишев Б.Т., Батурин Ю.Е., Гавура В.Е., Иоффе О.П., Коршунов А.Ю., Лисовский Н.Н., Подлапкин В.И., Сазонов Б.Ф., Свиридова Л.Н., Фазлыев Р.Т., Юрьев А.Н., Яшин Ю.Н.

 

ВНЕСЕН Департаментом разработки и лицензирования месторождений Министерства энергетики Российской Федерации

 

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 5 февраля 2002 г. № 29.

 

3 В настоящем документе реализованы нормы Закона Российской Федерации " О недрах"

 

 

Область применения

 

Настоящий руководящий документ (РД) устанавливает методические основы геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и газонефтяных залежей и предназначены для использования научно-исследовательскими и производственными организациями ТЭК.

Наряду с указаниями в настоящем РД авторы анализов разработки могут дополнительно применять другие методы или новые методические решения, если они повышают обоснованность выводов для конкретных геолого-технических условий объекта разработки.

Настоящий РД содержит перечень исследований, необходимых для анализа разработки месторождений, однако, в зависимости от задач, поставленных перед конкретным геолого-промысловым анализом, особенностей геологического строения, систем и стадии разработки месторождения, объем и набор методов исследований и структура отчетов по анализу разработки может незначительно отличаться от приведенных в настоящем РД.

Анализ разработки месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью проектного технологического документа на разработку месторождения.

В отдельных случаях анализ разработки представляется в виде самостоятельного отчета. В таких случаях при рассмотрении в Минэнерго РФ проектного технологического документа на разработку месторождения, отчет по анализу разработки представляется одновременно с проектным документом.

 

Общие положения и основные принципы геолого-промыслового анализа

На разработку месторождения

 

Изложение истории разработки месторождения должно начинаться с указания времени начала работы первых добывающих скважин, их начальных дебитов, добычи нефти по ним в период пробной эксплуатации отдельных скважин, месторождения или его участка.

Приводятся основные положения первого проектного документа (технологическая схема или проект разработки), в соответствии с которым осуществлялось разбуривание месторождения. В таком же плане описываются кратко другие проектные документы, последовательно внедряемые на месторождении. Если на месторождении внедрялись какие-либо отдельные проектные решения или указания вышестоящих органов, изменяющие или дополняющие первоначальный или последующие проектные документы, то указывается суть этих документов и причины, вызвавшие их появление.

В качестве рекомендаций, внедряемых на месторождении, необходимо рассматривать не только предложения по изменению или дополнению схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин и их плотности, изменению или усовершенствованию системы воздействия, но и предложения по изменению технологии процесса разработки, интенсификации его, а также предложения по внедрению различных мероприятий по регулированию, осуществляемых в массовом масштабе.

Как известно, одним из аспектов, объясняющих необходимость выполнения геолого-промыслового анализа разработки разрабатываемого нефтяного или газонефтяного месторождения, является углубленная проработка отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование имеющейся на данный момент системы разработки, повышение ее эффективности и увеличение нефтеотдачи.

Естественно, начиная эту работу, исследователь должен располагать данными последнего проектного документа.

Исходные данные проектного документа, принятая система разработки и основные проектные технико-экономические показатели разработки являются отправной точкой анализа разработки и тем эталоном, с которым производится сопоставление фактического состояния и фактических показателей разработки.

В связи с этим в отчете по анализу разработки обязательно приводятся основные положения последнего проектного документа, а именно: перечень объектов разработки, участков самостоятельной разработки, исходные данные по этим объектам и участкам, характеристика принятого варианта разработки, его технико-экономические показатели, приводится схема расположения проектных скважин.

Таблица исходных данных, принятых для технологических расчетов, и таблица основных проектных показателей даются в полном соответствии с аналогичными таблицами руководящего документа по составлению проектов и технологических схем [2].

 

Уточнение геологической характеристики месторождения

Уточнение основных параметров пластов эксплуатационного объекта

 

Основными параметрами пласта являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и толщина; дня газонефтяных залежей - дополнительно, газонасыщенность и анизотропия (для ГНЗ с подошвенной водой).

Значения этих параметров определяются при проектировании; при анализе на первых стадиях разработки месторождения, эти параметры уточняются на основе новых данных, полученных при бурении скважин, с целью дальнейшего использования их в подсчете запасов и при проектировании, а также для обоснования несовпадения проектных и фактических показателей разработки и объяснения процесса разработки.

В связи с этим, в таблицах отчета по анализу разработки приводится характеристика уточненных значений параметров пластов, а в тексте дается сопоставление этих значений с исходными данными, принятыми в проектном документе (таблицы Д.1-Д.2). В необходимых случаях строятся карты изменчивости этих параметров.

При этом следует иметь в виду, что определение проницаемости в ГНЗ с активной подошвенной водой производится по приближенной методике, учитывающей двухсторонний напор: со стороны газовой шапки и подошвенной воды.

По материалам лабораторных и геофизических исследований пласта составляются статистические ряды распределения одного из основных параметров пласта - проницаемости. Предварительно составляется ранжированный ряд, под которым понимается расположение имеющихся данных в возрастающем (убывающем) порядке. Затем при выбранном шаге (ширине интервала) составляется статистический ряд, то есть таблица Д.3. За начало первого интервала принимаются либо значения нижнего предела проницаемости, либо первый член ранжированного ряда. В статистическом ряду для дальнейших исследований находится величина накопленной частоты к концу каждого интервала, а затем и статистические показатели. Следует иметь в виду, что статистические ряды распределения проницаемости при анализе разработки составляются лишь в том случае, если будут получены по сравнению с проектным документом новые данные, существенно изменяющие тип распределения проницаемости.

 

 

Запасы нефти и газа

 

При анализе разработки месторождений используются данные последнего на дату анализа подсчета запасов по месторождению, прошедшие государственную экспертизу. Для определения текущей нефтеотдачи, темпов отбора, степени выработки запасов нефти в отчете по анализу разработки приводится таблица, в которой указываются начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти, начальные балансовые запасы растворенного газа, начальные балансовые запасы свободного газа. Указанные запасы представляются для различных зон залежи - нефтяной, водонефтяной, газонефтяной, газоводонефтяной и газовой (таблицы Д.6, Д.7).

При условии пересчетов запасов нефти и газа после первоначально утвержденных и заложенных в проектный документ, в отчете по анализу разработки приводятся также и эти величины в сопоставлении с принятыми в проекте, а также указываются причины пересчета, сопоставление начальных и измененных подсчетных параметров и документы, утверждающие новые значения запасов.

Иногда для различных целей анализа разработки (уточнение технико-экономических показателей разработки, выработка запасов, эффективность применяемых методов регулирования) требуется определение запасов нефти на отдельных участках залежи. В этом случае запасы нефти подсчитываются объемным методом по карте начальной или остаточной (в зависимости от поставленной задачи) нефтенасыщенной толщины эксплуатационного объекта или определяются с использованием карты начальных удельных запасов нефти. При этом сумма запасов нефти по участкам должна контролироваться общей цифрой запасов по залежи.

Если анализом разработки будет установлено несовпадение исходных параметров, принятых при подсчете запасов нефти с полученными в процессе разработки, необходимо провести оценку величины запасов с учетом новых значений параметров и, в случае существенных расхождений с утвержденными запасами, провести пересчет начальных запасов нефти и газа с последующим представлением их на государственную экспертизу.

Необходимость новой оценки запасов нефти может также диктоваться резким несоответствием фактических и проектных параметров разработки, зависящих от запасов нефти месторождения и его участков, что объясняется, главным образом, несоответствием принятому в подсчете запасов и фактическому распределению запасов нефти по площади.

При определении запасов нефти в газонефтяных залежах следует иметь в виду, что подсчет запасов в границах газонефтяных зон производится только в пределах нефтенасыщенной части пласта. Начальная нефтенасыщенность в газовой шапке при подсчете запасов не учитывается, хотя некоторые геофизические и лабораторные исследования свидетельствуют о возможности ее присутствия. Составители анализа разработки должны располагать данными о наличии в газовой шапке начальной и текущей нефтенасыщенности в целях определения более достоверных показателей разработки. Эти значения должны быть приведены в отчете по анализу разработки.

Запасы нефти, газа и конденсата должны быть дифференцированы на вовлеченные и невовлеченные в разработку в зависимости от степени разбуренности объекта.

В случае утверждения органом, проводившим государственную экспертизу запасов, категории трудноизвлекаемых запасов, величина таких запасов указывается с дифференциацией на вовлеченные и невовлеченные в разработку.

 

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 м /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, .

Обводненность продукции скважин (весовой процент воды) показывается в виде сектора на круговых диаграммах добывающих скважин. Угол сектора находится из соотношения , 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 SQ_нагн > SQ_отб (а) диаграмма добычи приводится пунктиром, а при условии SQ_нагн < SQ_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.

 

голубой   коричневый

голубой

 

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).

 

Таблица 1 - Значения безразмерного радиуса воронки депрессии и безразмерного дебита сжимаемой жидкости в различные моменты безразмерного времени при постоянном противодавлении на скважине

 

	Q*	t		Q*	t
1, 15	7, 1582	0, 01103		0, 27108	671, 97
1, 25	4, 4822	0, 03043		0, 25562	1062, 9
1, 35	3, 3322	0, 059105		0, 24424	1554, 4
1, 45	2, 6917	0, 047345		0, 23538	2116, 6
1, 55	2, 2821	0, 14456		0, 22821	2779, 7
1, 65	1, 9984	0, 20082		0, 22223	3534, 1
1, 75	1, 7870	0, 26605		0, 21714	4380, 3
1, 85	1, 6255	0, 34019		0, 18873
1, 95	1, 4975	0, 42317		0, 17532
2, 0	1, 4428	0, 46797		0, 16690
2, 5	1, 0913	1, 0360		0, 16091
3, 0	0, 91025	1, 8209		0, 14476
3, 5	0, 79828	2, 8214		0, 13157	1, 8588 × 106
4, 0	0, 72134	4, 0375		0, 11741	11, 721 × 106
4, 5	0, 66489	5, 4684		0, 11295	23, 032 × 106
5, 0	0, 62135	7, 1155		0, 10857	47, 125 × 106
5, 5	0, 58661	8, 9927		0, 10760	67, 937 × 106
6, 0	0, 55809	11, 056		0, 10400	106, 3 × 106
7, 0	0, 51496	15, 861		0, 09700	427, 0 × 106
8, 0	0, 48091	21, 533		0, 090851	1714, 3 × 106
9, 0	0, 45512	28, 075		0, 088581	3051, 6 × 106
10, 0	0, 43429	35, 489		0, 086858	4772, 8 × 106

 

где - безразмерный радиус воронки депрессии;

- безразмерный дебит сжимаемой жидкости;

- 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

 

(5.5)

 

где:

Р₁, Р₂ … Р_n - величина давления на изобарах;

F₁, F₂... 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.

 

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.

 

И нагнетательных скважин

 

В задачу анализа разработки входит также оценка работ по наблюдению за техническим состоянием добывающих и нагнетательных скважин.

Согласно " Классификатору ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов" [10] в перечень работ по капитальному и подземному ремонту скважин, работ по повышению нефтеотдачи пластов, ликвидации скважин входит большой объем различных мероприятий, проводимых на добывающих и нагнетательных скважинах. Все эти работы, проведенные на месторождении за период между предыдущим и выполняемым анализом разработки, должны быть рассмотрены с точки зрения полученных результатов и их влияния на техническое состояние скважин.

Вопросы технико-экономической эффективности в этой части анализа разработки не акцентируются, так как некоторые виды работ на скважинах являются мероприятиями по регулированию процесса разработки и как методы регулирования должны рассматриваться подробно в разделе 8 отчета по анализу разработки. По остальным мероприятиям технологический эффект должен быть показан в настоящем разделе 7.2. Необходимо показать количество ремонтируемых скважин, частоту ремонтов и число ремонтов, среднюю продолжительность ремонтов, коэффициент сменности и число бригад, участвующих в ремонтных работах. Результаты ремонтов указываются по их видам и объектам. Форма представления результатов - таблица, в которой даны показатели работ по скважинам и в целом по объекту разработки, по видам ремонтов, показатели работы скважин до ремонта и после его проведения. Желательно также указать продолжительность действия эффекта.

В этом разделе отчета необходимо сопоставить фактические и проектные значения коэффициентов использования фонда скважин и коэффициентов эксплуатации.

Коэффициенты эксплуатации скважин и коэффициенты использования фонда скважин определяются в целом по добывающим и нагнетательным скважинами и по способам эксплуатации (фонтан, газлифт, ЭЦН, СШН и др.) для каждого эксплуатационного объекта и в целом по месторождению.

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: