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

 

DV_з = b* × V_о × DP (5.2)

 

где: DV_з - запас упругой энергии залежи;

b* - коэффициент упругоемкости пласта

 

b* = m × b_ж + b_c (5.3)

 

m - пористость;

b_ж - коэффициент сжимаемости жидкости (нефти);

b_с - коэффициент сжимаемости среды (породы);

V_о - объем пласта;

DР - снижение давления, DР = Р_нач - Р_пл

где:

Р_нач - начальное среднее пластовое давление;

р_пл = Р_нас - давление насыщения нефти газом.

Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с DV_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:

 

(5.4)

 

где:

Q(t) - утечки закачиваемой воды в законтурную область;

k - средняя проницаемость пласта;

h - толщина пласта;

m_в - вязкость воды;

- поправочный коэффициент, определяется в период пробной эксплуатации;

Р_нл - давление на линии нагнетания;

Р_н - начальное пластовое давление;

Q*(t) - безразмерная закачка на момент времени t, определяется по таблице 1.

t - безразмерное время, ;

R_н - радиус укрупненной скважины;

c - коэффициент пьезопроводности.

 

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.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: