Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
где q
i
– добыча нефти за i-й год III стадии; q
i
– добыча нефти за год,
шествующий i-му; t
III
– продолжительность трех стадии; t – про-
пред
I+II
дол
сов
средние темпы около
1%) отбирается 10 – 25% извлекаемых запасов нефти.
H[\h^g_gb_ ijh^mdpbb g_nlyguo wdkie
При разработке эксплуатационных объектов с вытеснением нефти из
пластов водой возрастает содержание воды в продукции скважин и
объ
а-
ется с самой различной обводненностью продукции от 30 – 40 до 80%.
На объектах с повышенной относительной вязко
обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает
жительность разработки до начала падения добычи нефти.
Высокие темпы падения добычи на III стадии разработки, обуслов-
ленные весьма интенсивной разработкой залежей до начала падения до-
бычи и особенно очень высокими максимальными темпами разработки,
могут вызывать нежелательные последствия. В случаях, когда эксплуа-
тационный объект обеспечивает значительную долю общей добычи неф-
тедобывающего района, быстрое падение добычи из него после дости-
жения высоких темпов разработки приводит к неустойчивости уровня
добычи по району в целом. В связи с этим в настоящее время при проек-
тировании разработки эксплуатационных объектов с благоприятной гео-
лого-промысловой характеристикой темпы добычи нефти на II стадии
обычно устанавливаются несколько ниже геологически возможных. Это
позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощу-
тимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для
проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.
В условиях вытеснения нефти водой при должном совершенство-
вании систем разработки к концу III стадии, т.е. за основной период
разработки, можно отбирать из объектов 75 – 90 % извлекаемых запа-
. Нижний предел этого интервала – для залежей с высокой вязко-
стью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтра-
ционных свойствах пород-коллекторов использование запасов за ос-
новной период разработки может составлять 80 – 90%.
Продолжительность IV klZ^bb обычно велика и нередко соразмер-
на с продолжительностью всего основного периода. На этой стадии из
объектов при темпах разработки 2 % и менее (
mZlZpbhgguo h[t_dlh\ .
екта в целом.
Обводненность < (%) продукции, добытой за определенный период
(месяц, квартал, год), определяется по формуле
B=(q
\
/q
‘
) 100, (46)
где q
в
– количество попутной воды, полученной за период; q
ж
– ко-
личество жидкости (нефть + вода), добытой за тот же период.
По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки заверш
стью нефти (более 5)
143
быс
ным
тро вплоть до 80 – 85%. В период разработки залежей при высокой
обводненности (более 80 – 85%) из недр добывается половина и более
извлекаемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой об-
водненности продукции (более 85%). Бесконтрольная эксплуатация
скважин и пластов может приводить к неоправданному повышению
темпов роста обводнения продукции.
L_fiu hl[hjZ ‘b^dhklb. В условиях роста обводнения добывае-
мой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь
при достаточных темпах годовых отборов жидкости
Z
Ж
:
Z
‘
= (q
max
/Q
ba\e
) 100, (47)
где Zж – темп отбора жидкости; q
max
– годовой отбор жидкости;
Q
извл
– начальные извлекаемые запасы нефти объекта.
Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с
динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с
теми геологопромысловыми факторами, которые на них влияют.
Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер
динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта
разработки таких залежей позволяет выделить следующие три разно-
видности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии:
а) постоянное снижение; б) сохранение на уровне II стадии разработки;
в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня,
достигнутого на второй стадии, в 1,5 – 2,5 раза.
Снижение отборов жидкости на III стадии разработки (рис.57, а)
характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатацион-
ных объектов небольших размеров, которым свойственны высокие
темпы добычи нефти на II стадии и низкая обводненность продукции
(30 – 50%) к концу основного периода.
Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидко-
сти на уровне отборов II стадии (рис. 57, б) присуще высокопродуктив-
ным объектам значительных размеров, на которых обводненность про-
дукции к концу III стадии обычно составляет 50 – 70 % (в связи с
большими размерами водонефтяных зон), и темпы добычи нефти на II
стадии достигают 6 – 7 % начальных извлекаемых запасов.
Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии разработки
(рис в. 57, ) характерно для залежей нефти, приуроченных к продуктив-
пластам с весьма неоднородным строением или низкой проницае-
мостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площади
нефтеносности и водонефтяных зон. В этих условиях необходимость
повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими
темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненно-
стью продукции в конце III стадии (70 – 85%, иногда и более).
144
Jbk. 57. JZagh\b^ghklb ^bgZfbdb ^h[uqb g_nlb (1) b hl[hjZ ‘b^dhklb (2)
ba aZe_‘_c :
а-г – залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками. I – IV –
стадии разработки; Z – темпы добычи жидкости нефти и отбора жидкости; Q
извл.
–
начальные извлекаемые запасы нефти
На залежах нефти с повышенной вязкостью (рис. 57, г) обводненность
продукции уже к концу II стадии возрастает до 40 – 50%, а к концу III стадии
достигает 90 – 95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких за-
лежей резко наращиваются уже с конца 1 стадии и к концу III стадии могут
превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4 – 6 раз и более.
На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов со-
храняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.
145
6.1.2. >h[uqZ ]ZaZ
На газовых эксплуатационных объектах весь период разработки
одни специалисты подразделяют на три стадии, другие – gZ q_luj_ . В
первом случае III стадия отвечает III+IV стадиям разработки нефтяных
объектов. Период разработки газовых залежей так же, как и нефтяных,
следует делить на четыре стадии.
1 klZ^by – период бурения первой очереди добывающих скважин и
наращивания добычи газа.
II klZ^by – период относительно постоянной высокой добычи,
поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможно-
сти – увеличением депрессии в скважинах.
Ill klZ^by – период интенсивного падения добычи.
IV klZ^by – завершающий период разработки, характеризующийся
низкими отборами газа.
Для небольших залежей с запасами до 3 млрд м
3
основные показа-
тели динамики добычи газа изменяются в широком диапазоне значе-
ний. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количестве
добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением раз-
меров залежей диапазон значений показателей сужается, особенно для
крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом
удаленных потребителей, заинтересованных в продолжительных ус-
тойчивых поставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необ-
ходимость продления II стадии разработки и, следовательно, некоторо-
го ограничения темпов разработки в этом периоде.
Продолжительность I klZ^bb на залежах с запасами газа до 3 млрд
м
3
часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутст-
вует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запа-
сами 20 – 50 млрд м
3
она длится от 2 до 10 лет, а на более крупных объ-
ектах
3
в бо ,
по до 10 лет. Среднегодовые темпы до-
быч на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд м
3
изменяются в
пре
это
– от 4 до 10 лет.
Продолжительность II klZ^bb по залежам с запасами до 50 млрд м
льшинстве случаев находится в пределах от одного года до 10 лет
более крупным залежам – от 4
и
делах от 5 до 30%, с запасами 3 – 50 млрд м
3
обычно от 5 до 13%, на
более крупных залежах примерно от 5 до 8%.
К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения добычи, из
большинства объектов отбирается 40 – 70% балансовых запасов газа.
Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу
го периода 60 – 70% балансовых запасов. Это существенно отличает
динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Как уже отмечалось,
146
из нефтяных эксплуатаци чалу падения добычи от-
бирается 25 – 50% извлек соответствует всего 15 –
35%
ьной рентабель-
ной
онных объектов к на
аемых запасо , что в
балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II
стадии достигается намного более высокое текущее газоизвлечение.
На III klZ^bb из газовых объектов отбирают 20 – 30% запасов газа.
Количество действующих скважин на этой стадии остается неизмен-
ным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным
прекращением эксплуатации обводненных скважин (при упруговодо-
напорном режиме). Продолжительность III стадии и соответственно
скор ость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объек-
тах, определяются характером динамики добычи газа на первых двух
стадиях.
IV klZ^by , завершаемая при приближении к минимал
добыче из объекта так же, как и на нефтяных объектах, по продолжи-
тельности соразмерна с первыми тремя стадиями, вместе взятыми.
На газоконденсатных залежах, разрабатываемых с использованием
природных видов энергии, выделяют те же стадии разработки, что и на
газовых.
6.2. Dhgljhev aZ ^_[blZfb b ijb_fbklhklvx kd\Z‘bg,
h[\h^g_gghklvx ijh^mdpbb , ]Zah\uf nZdlhjhf
>_[bl kd\Z‘bgu ih ‘b^dhklb ( безводной – по нефти, обводнен-
ной – по нефти и воде) измеряется в l /kml с помощью автоматизиро-
ванных групповых установок типа "Спутник". Пользование такими
установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и
попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате
определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды
в процентах во всей жидкости.
При недостаточно надежной работе системы "Спутник" обводнен-
ность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобран-
ным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Стар-
ка, центрифугированием или другими методами.
>_[bl ihimlgh]h ]ZaZ измеряют на групповых установках турбин-
ным газовым счетчиком типа "Агат-1", а при использовании индивиду-
альной замерной установки – турбинным счетчиком или дифференци-
альн дроссельнымым манометром с устройством, устанавливаемым на
выходе из трапа. В последнее время появляются новые более совершен-
ные замерные устройства отечественных и иностранных производителей.
Ijhfukeh\uc ]Zah\uc nZdlhj (в f
3
/l ) вычисляют dZd hlghr_ -
gb_ ^_[blZ ihimlgh]h ]ZaZ d ^_[blm k_iZjbjh\Zgghc g_nlb .
147
Ijb_fbklhklv водонагнетательной скважины (в f
3
/kml) измеряют
счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на
кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто
обеспечивает водой две – три скважины, aZf_j ijb_fbklhklb kd\Z-
‘bgu ke_^m_l ijhba\h^blv ijb hklZgh\d_ ^jm]bo kd\Z‘bg , питаю-
щихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насо-
сов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индиви-
дуально.
>_[blu kd\Z‘bg ijb ^h[uq_ ijbjh^gh]h ]ZaZ измеряют на
групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью
расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометра-
ми, – поплавковыми, мембранными, сильфонными.
При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или
объектов большой толщины большое значение имеет определение рас-
смотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта.
В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, при-
меняя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.
6.2.1. DZl_]hjbb kd\Z‘bg . Mq_l ih ZaZl_e_c jZ[hlu kd\Z‘bg .
По катего-
и
d
>hdmf_glZpby
назначению скважины подразделяются на следующие
ри : поисковые, разведочные, эксплуатационные.
Ihbkdh\ufb называются скважины, бурящиеся для поисков но-
вых залежей нефти и газа.
JZa\_^hqgufb называются скважины; бурящиеся на площадях с
установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготов-
ки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом со-
отношении и сбора исходных данных для составления проекта (схемы)
разработки залежи (месторождения).
При проектировании и разработке нефтяных месторождений выде-
ляются следующие группы эксплуатационных скважин:
¾ основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
¾ резервный фонд скважин;
¾ контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
¾ оценочные скважины;
¾ специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
¾ скважины-дублеры.
>h[u\Zxsb_ (нефтяные и газовые) скважины предназначены для
извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконден-
сата и других сопутствующих компонентов.
148
В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважи-
ны подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.
GZ]g_lZl_evgu_ kd\Z‘bgu предназначены для воздействия на
продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа пара и других
рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия на-
гнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и
внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных
скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и раз-
вития существующих линий разрезания, организации очагового завод-
нения могут переводиться добывающие скважины. Часть нагнетатель-
ных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.
Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в
разработку отдельных линз, зон выклинивания в застойных зонах, ко-
торые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в
пределах контура их размещения. Количество j_a_j\guo kd\Z‘bg
обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени
неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности
сетки скважин основного фонда и т. д.
Dhgljhevgu_ (наблюдательные и пьезометрические) скважин
предназначаются:
для периодическо
ы
а) н блюдательные – го наблюдения за измене-
ние
бот з
_
ско воды и-
дац
а
м положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контак-
тов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе раз-
работки залежи;
б) пьезометрические – для систематического измерения пластового
давления в за контурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне
пласта.
Количество и местоположение контрольных скважин определяется
в проектных документах на разработку.
Hp_ghqgu_ kd\Z‘bgu бурятся на разрабатываемых и на подго-
тавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с це-
лью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и
уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки
частков залежи в пределах
выра-
контура
запасов категории А+В+С
1
.
предназначаются для добычи техниче-
ки апасов нефти отдельных у
Ki pbZevgu_ kd\Z‘bgu
й , сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликв
ии открытых фонтанов.
<h^haZ[hjgu_ kd\Z‘bgu предназначаются для водоснабжения
при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давле-
ния в процессе разработки.
149
Ih]ehsZxsb_ kd\Z‘bgu предназначены для закачки промысло-
вых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.
Kd\Z‘bgu -^m[e_ju предусматриваются для замены фактически
ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техниче-
ским причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и
нагнетательных скважин.
Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих
предприятий могут числиться законсервированные скважины.
К aZdhgk_j\bjh\Zgguf относятся скважины, не функционирую-
щие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуа-
тации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена
в соответствии с действующими положениями.
Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины,
находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капиталь-
ном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся
в обустройстве и освоении после бурения.
К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам отно-
сятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетно-
го п ихериода независимо от числа дней работы в этом месяце.
В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин вы-
деляются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в
целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а так-
же скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслужива-
нии (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного
периода из числа давших добычу в этом месяце).
К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации отно-
сятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчет-
ного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находя-
щимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаи-
вали в течение календарного месяца.
К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после буре-
ния, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего
управления после завершения их строительства и находящиеся в дан-
ном календарном месяце в освоении или в обустройстве.
Отнесение скважин к той или иной категории производится в соот-
ветс йствующимитвии с де инструкциями и положениями.
В течение продолжительного периода использования скважины в
ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может
быт мь изменено и са о назначение скважины, может быть осуществлен
перевод ее на другой горизонт и т.д.
150
Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины системати-
чески отражаются в документах. Эти документы:
¾ эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);
¾ карточка нагнетательной скважины;
¾ карточка по исследованию скважины;
¾ паспорт скважины.
< wdkiemZlZpbhgghc dZjlhqd_ ^h[u\Zxs_c kd\Z‘bgu отмечаются:
¾ ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;
¾ газовый фактор;
¾ часы работы и простоя скважины, причины простоя;
¾ изменения способа эксплуатации;
¾ характеристики оборудования или режима его работы.
о : За каждый месяц п дводятся итоги
¾ фиксируется добыча нефти;
¾ добыча воды;
¾ обводненность месячной продукции;
рабо¾ число часов ты и простоя;
¾ среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;
¾ значения среднего газового фактора.
< dZjlhqd_ gZ]g_lZl_evghc kd\Z‘bgu записывают:
¾ ежедневно приемистость скважины;
¾ давление нагнетания воды (или другого агента);
¾ число часов работы и простоя;
¾ причины простоя.
Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц:
¾ количество закачанной воды;
¾ число часов работы и простоя;
¾ среднесуточную приемистость;
¾ среднее давление на устье скважины.
< dZjlhqdm ih bkke_^h\Zgbx kd\Z‘bgu вносят:
¾ дату и вид исследования (замеров);
¾ данные о режиме работы скважины и внутрискважинного обо-
рудования в период исследования;
¾ глубину и продолжительность замера;
¾ тип прибора;
¾ результаты проведенных замеров.
оIZkihjl kd\Z‘bgu – основн й документ, отражающий всю исто-
рию скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий сле-
дующие данные:
¾ общие сведения (назначение скважины, ее местоположение
(координаты), альтитуда устья, даты начала и окончания буре-
151
ния, способ бурения, глубина забоя, целевой горизонт, дата
ввода в эксплуатацию);
¾ геолого-технический разрез скважины (литолого-стратиграфи-
еофизического комплекса ческая колонка, основные кривые г
исследований скважины, схема ее конструкции, характеристи-
ало ос-
работы:
и, воде,
эксплуатационного объ-
оницаемо-
жение
нефти
па-
б);
ропана, бута-
, азота, кисло-
эксплуатации (способ эксплуатации,
работы в скважине (дан-
ы, характ
точки скважины);
скважины.
я ии всей совокупности пробу-
рен
ка кривизны);
¾ характеристику продуктивных пластов и фильтра (глубина
кровли и подошвы пластов, интервалы перфорации, характери-
абоя или тип перфорации и ее плотность); стика открытого з
¾ результаты освоения скважины (вскрытый пласт, н
и за первые 30 дней
ач
способ эксплуатации, дебиты по нефти, газу, жидкост
нт продуктивности);
воения, среднесуточные показател
показатели давления, коэффицие
ла¾ физическую характеристику
е пород,
п стов
коэффициенты
сти, нефтегазоводонасыщенности, не
екта (описани пористости, пр
однородности, поло
¾ результаты исследования пластовой и поверхностной
фициент, содержание
ВНК (ГНК, ГВК);
(плотность, вязкость, объемный коэф
рафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия про
тана, этана, п¾ характеристику газа (содержание ме
на, высших УВ, углекислого газа, сероводорода
ых условиях); рода, плотность при стандартн
особов ¾ характеристику сп
период его применения, тип и техническая характеристика
кая производительность и режим оборудования, его теоретичес
работы);
¾ аварийные и ремонтно-изоляционные
ные о технических дефектах скважин еристика прове-
укции скважины,
го забоя).
IZkihjl kh^_j‘bl :
¾ сводную таблицу работы скважины;
денных ремонтных работ, изменения в констр
нии искусственнов интервалах перфорации, в положе
¾ месячные и годовые показатели (из кар
оказатели с начала эксплуатации¾ суммарные п
Дл обобщения результатов эксплуатац
ных скважин объекта разработки составляются следующие документы:
¾ геологический отчет по эксплуатации скважин;
¾ карта текущего состояния разработки;
¾ карта суммарных отборов и закачки по скважинам;
¾ технологический режим работы скважин.
152