Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
На
егу
=_heh]bq_kdbc hlq_l ih wdkiemZlZpbb kd\Z‘bg составляют еже-
чн . Отчет состоит из двух частей – по добывающим и по нагнета-
скважинам. Скважины группируют по объектам и способам
тации. По каждой скважине в отчете показывают месячную до-
з
по р
ес о
быч е
(пр и
стоя
тально.
i_j q
быв щ
чает
ний с
вод н
части кр
жел к
экс а
нах
тае ,
j
обычн
ют
жины У
го
задач по
работки
дятся ср
зате
ую иводятся
нам е
к ражаются в
дву b и на ]jZ -
nbd Z
ванные документы используют для обоснования мероприятий
лированию разработки.
м я
тельным
эксплуа
у н фти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты
ем стость), число часов работы и простоя скважины, причины про-
конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.
и
. В
DZjlm l_dms_]h khklhygby jZajZ[hldb обычно строят ежеквар-
Для построения карты используют ieZg jZkiheh‘_gby lhq_d
_gby kd\Z‘bg k djh\e_c h[t_dlZ. Точка, обозначающая до-
ую скважину, служит центром круга, площадь которого отве-
_k_
аю
среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за послед-
ме яц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий об-
ости продукции (1 % обводненности – 3,6°). Для наглядности
уга закрашивают разными цветами: нефть и газ показывают в
т
нен
то- оричневых онах, с дифференциацией окраски по способам
плу тации, попутную и нагнетательную воду – в сине-зеленых то-
ифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагне- с д
мая чужая).
DZ lm kmffZjguo hl[hjh\ b aZdZqdb ih kd\Z‘bgZf составляют
один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отража-о
добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации сква-
. словные обозначения применяют те же, что и на карте текуще-
ояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответст-
добыче, накопленной при разных способах эксплуатации.
сост
вующие
L_ogheh]bq_kdbc j_‘bf jZ[hlu kd\Z‘bg составляют с учетом
развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса раз-
. В этом документе по каждой из действующих скважин приво-
еднесуточные показатели фактической работы скважин и пока-
а предстоящий период. По новым и бездейст-ли, рекомендуемые н
мв щи скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, пр
еча мые показатели.
6.2.2. =_heh]h -ijhfukeh\Zy ^hdmf_glZpby ih h[t_dlZf
jZajZ[hldb \ p_ehf
уПо азатели добычи нефти и газа по объект в целом от
х главных документах – \ iZkihjl_ h[t_dlZ jZajZ[hld
_ j ajZ[hldb .
153
В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие
промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объек-
та, проектные и фактические показатели разработки. Геологическая
характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным
скважинам, но в среднем для объекта:
¾ средние параметры объекта до начала разработки;
¾ свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности;
¾ свойства газа;
¾ свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность,
жесткость, содержание анионов и катионов);
¾ данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые,
конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения
запасов);
¾ данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года
(балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент из-
влечения 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), жидко-
сти и годы их достижения: максимальный объем закачки воды или дру-
гих агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих,
нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количе-
ство пробуренных добывающих скважин в год достижения максималь-
ной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих
и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне раз-
буривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин;
средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на макси-
мальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при
максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа)
на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воз-
действия; основной способ эксплуатации скважин.
Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец
года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде
таблицы в которой отра, жаются: добыча нефти за год в тоннах и в про-
центах разра-
ботки теку-
щий коэффициент воды за год и с начала
раз
начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала
в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов;
извлечения нефти; добыча
работки в тоннах; среднегодовая обводненность продукции в про-
центах; добыча жидкости за год и с начала разработки в м
3
в переводе
на пластовые условия; закачка воды за год в м
3
и в процентах годового
154
отб
в эк
добыва
циа ы
ны; е
еф о
а
объ
объ
штабе д
ора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разра-
ботки в м
3
и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в
пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м
3
; средний газо-
вый фактор; фонд добывающих скважин; фонд нагнетательных сква-
жин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на
неф вть, бездействии и консервации); число скважин, введенных
сплуатацию после бурения, – добывающих, нагнетательных;
выбывших из действующего фонда; число
за год
число
спе-
льн х скважин; средний дебит одной новой добывающей скважи-
ср днее пластовое давление на конец года в начальном контуре
ющих скважин,
н тен сности и в зоне отбора.
Ан логичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационному
. екту
=jZnbd jZajZ[hldb (рис. 58) составляется для эксплуатационного
екта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в мас-
инамику основных годовых показателей разработки.
На графике приведены кривые изменения добычи жидкости, об-
воднения продукции, действующего фонда добывающих скважин, ко-
личества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды
(или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора
жидкости, пластового давления.
Jbk . 58. =jZnbd jZajZ[hldb g_nlygh]h wdkiemZlZpbhggh]h h[t_dlZ :
Q
н
– добыча нефти; Q
ж
– добыча жидкости;
В – обводненность продукции; V
в
– объем закачки воды;
Р
пл
– пластовое давление; N
н
, N
н
– фонд действующих соответственно добывающих
и нагнетательных скважин;
I, II, III, IV – стадии разработки
155
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 до-
бычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каж-
дого объекта отмечают границы между стадиями разработки.
Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей
разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуа-
тации объекта оценивать wnn_dlb\ghklv j_Zebam_fhc kbkl_fu jZa-
jZ[hldb и обосновывать при необходимости f_ju ih __ kh\_jr_gkl -
\h\Zgbx .
6.3 Dhgljhev ieZklh\h]h ^Z\e_gby b l_fi_jZlmju
6.3.1 IeZklh\h_ b aZ[hcgh_ ^Z\e_gb_ ijb jZajZ[hld_ aZe_‘_c
Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки ха-
рактеризуются значением пластового давления Рпл
тек.
.
С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти
(газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления.
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо да-
ту, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин,
называют l_dmsbf или ^bgZfbq_kdbf ieZklh\uf ^Z\e_gb_f .
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 искусствен-
ным воздействием на пласты. При контроле за энергетическим состоя-
нием залежи обычно пользуются значениями ijb\_^_ggh]h ieZklh\h -
]h ^Z\e_gby.
Ijb\_^_ggh_ ieZklh\h_ ^Z\e_gb_ – wlh ^Z\e_gb_ , aZf_j_ggh_ \
kd\Z‘bg_ b i_j_kqblZggh_ gZ mkeh\gh ijbgylmx ]hjbahglZevgmx
iehkdhklv . Обычно это плоскость, соответствующая значению средней
абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях мо-
гут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при
большой высоте залежи – плоскость елящая объем залежи пополам. По-
ложени шения
ра
(48)
чкой замера и условной плоскостью;
, д
сохране поверхности приведения яется постоянным до завер
н . вычисляют по формуле: зработки. Приведе ное давление Р
пл.пр
J =J ±ρgh,
ie .ij ie .a
где Р
пл.з
– замеренное в скважине пластовое давление;
h – расстояние между то
156
ρ – плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой
скважине – нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой – сде-
лан замер),g – ускорение свободного падения.
Поправку ρgh вычитают при положении точки замера давления
ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой
плоскости. На рис. 59 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давле-
ния 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 пласто-
вой вод . ы
п
По всем остальным скважинам замеры выполнены выше ус-
ловной м значе-
иям, пр однен в
ро
вле-
ния
лоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренны
и этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обвн
п цессе разработки, – воды, по скв. 5 – нефти.
Характер распределения приведенного текущего пластового да
в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля.
На рис. 60 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному на-
Jbk . 59. Ko_fZ ijb\_^_gby ieZklh\h]h ^Z\e_gby ih ]em[bg_ :
; 2 – отке нефтя-1 – газ нефть; 3 – вода; 4 – зона пласта, заводненная при разраб
ной части; 5 – точка замера давления в скважине; h – расстояние от точки заме-
р
а
д
о
у
словной плоскости
157
чал
Jbk . 60. Ko_fZlbq_kdbc ijhnbev ijb\_^_ggh]h ^Z\e_gby aZe_‘b ijb _kl_kl\_gghf
\h^hgZihjghf j_‘bf_ :
а – залежь; б – интервал перфорации. Давление: 1 – начальное пластовое (приведен-
ное), 2 – в пласте возле первых, введенных в разработку скважин, 3 – приведенное дина-
мическое пластовое (после ввода многих скважин); Р
заб.
– забойное давление; К – контур
питания
>Z\e_gb_ \ ieZkl_ m aZ[hy kd\Z‘bgu ijb __ jZ[hl_ gZau\Zxl
aZ[hcguf ^Z\e_gb_f PaZ[. По мере разбуривания залежи, дальнейше-
го ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего
отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях
скважин сближаются, одновременно происходит постепенное сниже-
ние пластового давления в залежи в целом.
Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, ослож-
ненная локальными воронками скважин.
Повышенное положение точек на кривой давления между дейст-
вующими скважинами соответствует значению l_dms_]h (^bgZfbq_ -
kdh]h) ieZklh\h]h ^Z\e_gby .
Кривая 3 на рис. 60, проходящая через эти точки, характеризует теку-
щее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пласто-
вое части залежи.
ном
наг
ьному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по
площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте
происходит радиальное движение жидкости или газа к ней и вокруг
сква наяжины образуется локаль (местная) воронка депрессии давления.
В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой
2. При этом начальное пластовое давление остается практически посто-
янным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давле-
ния в пласте после ввода первой скважины.
давление снижается от контура питания к центральной
Характер распределения в пласте давления при внутриконтур
нетании в пласт воды или другого рабочего агента ( в приведенном
158
случае – при разрезании залежи на
блоки) показан на рис. 61. Локаль-
ные воронки действующих нагнета-
тельных скважин обращены верши-
нами вверх.
Динамическое пластовое давле-
ние вблизи нагнетательных скважин
обычно превышает начальное пла-
стовое давление на 15 – 20%, а ино-
гда
ние
но
щих
навл
Замер
не
динам
замер
ной
более.
инамическое пластовое давле-
различных частях залежи мож-
пределить путем замера его в
ся отдельных простаиваю-
скважинах и в специально оста-
иваемых единичных скважинах
енное в остановленной скважи-
авление будет соответствовать
ическому при условии, что
выполнен после прекращения
ого – после продолжитель-
и
Д
в
о
имеющих
д
движения жидкости в прискважин-
ной зоне и стволе скважины.
Значения aZ[hcgh]h ^Z\e_gby в
скважине определяют в период ус-
тановившегося режима ее работы,
пластов
остановки скважин (от несколь-
ких часов до суток и более). Для
получения данных о забойном и
пластовом давлении глубинный ма-
нометр спускают в скважину к сере-
дине пласта и в течение некоторого
времени фиксируют забойное давле-
ние. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра реги-
стри я у
Jbk . 61. Ko_fZlbq_kdbc ijhnbev
h ieZklh\h]h ^Z\e_gby
]g_lZgbb \h^u :
водой, 5 – динамическое пластовое
давление (общие воронки депрессии
ijb\_^_ggh]
aZe_‘b ijb \gmljbdhglmjghf gZ-
Скважины: 1 – нагнетательные,
2 – добывающие; части пласта:
3 – нефтенасыщенные, 4 – промытые
давления); 6 – локальные воронки
депрессии (репрессии); Р
пл.нач
– на-
чальное пластовое (приведенное)
давление; забойное давление: Р
заб.наг
–
в нагнетательной скважине; Р
заб.д
– в
добывающей скважине
рует выполаживающуюс крив ю восстановления давления (КВД)
от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добываю-
щей и нагнетательной скважине показан на рис. 62.
Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается за-
мерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обес-
печивающей неизменность условий дренирования залежи в районе ис-
следуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки
159
близко расположенных друг к другу с
ление на исследуемом участке залежи
динамического, сформировавшегося
кважин, поскольку при этом дав-
восстановится до значений выше
при работе всех скважин.
y ^Z\e_gby \ kd\Z‘bg_ :
ие: Р
пл.д
– пластовое динамическое, Р
заб.
-
kl_ ijb ^h[uq_ g_nlb b ]ZaZ,
bhgghc oZjZdl_jbklbdb ieZklh\
ке е
ия
добывающей и
ий ни-
ва
тат
е о
) н
ое
пластового ве
.l_d
.
Jbk . 62. Djb\Zy \hkklZgh\e_gb
а – добывающей; б – нагнетательной. Давлен
забойное
6.3.2. I_j_iZ^u ^Z\e_gby \ ieZ
dhfie_dkgu_ ihdZaZl_eb nbevljZp
Как уже указывалось, при разработ
образуются воронки депрессии давлен
локальные в районе каждой
залежи в продуктивном пласт
– общая по залежи в целом и
нагнетательной скважины.
Перепад давления, соответствующ
тельно к добывающей скважине назы
‘bgu ΔJ
kd\ .^
, применительно к нагне
gZ aZ[h_ kd\Z‘bgu ΔJ
kd\ .^.
В качеств
бывающих и нагнетательных скважин
мин i_j_iZ^ ^Z\e_gby \ kd\Z‘bg_ .
В добывающей скважине забойн
щего давления ΔJ
ie .l_d
на
тельной скважине ΔJ
aZ[.g
больше ΔJ
ie
Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетатель-
ной скважинах определяются выражениями:
∆Р
скв.д
=Р
пл.тек
– Р
заб.д
; (49)
∆Р
скв.н
=Р
заб.н
– Р
пл.тек
. (50
При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое до-
бывающей скважины
локальной воронке, приме
ют ^_ij_kkb_c gZ aZ[h_ kd\Z-
ельной скважине – j_ij_kkb_c
бобщающего термина (для до-
аиболее часто применяют тер-
давление ΔJ
aZ[.^
меньше теку-
личину депрессии, в нагнета-
на величину репрессии
и репрессия на забое нагнетательной скважины
находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости qж и
приемистостью W:
g
ж
=К'(Р
пл.тек
– Р
заб.д
); (51)
W= К''(Р
заб.н
– Р
пл.тек
). (52)
160
Здесь К' и К" – dhwnnbpb_gl ijh^mdlb\ghklb b dhwnnbpb_gl
ijb_fbklhklb kd\Z‘bgu , выражаемые в (т/сут) /0,1 MПа и в
(м
3
/сут)/0,1 МПа, oZjZdl_jbamxsb_ baf_g_gb_ ^_[blZ b ijb_fbklh -
klb kd\Z‘bgu gZ _^bgbpm baf_g_gby i_j_iZ^Z ^Z\e_gby \ kd\Z‘b-
g_. Коэффициенты К' и К" для одной и той же скважины обычно имеют
разные начения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а
затем еведенной под нагнетание воды с целью совершенствования
системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться само-
стоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента. Дебит
скважины по жидкости q
ж
и приемистость скважины W при установив-
шейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:
з
пер
)ln(
к
ж
μ
2
пр
r
Phk
q
π
.дсквпр
R
Δ
= (53) ;
2 Phk
)ln(
.нсквпр
R
W
π
Δ
=
, (54)
реал
пр
r
к
μ
где k
пр
– проницаемость пласта; h – толщина пласта;
ΔР
скв.д(н)
= Р
пл
– Р
заб
в добывающей (нагнетательной) скважине;
R
к
– радиус условного контура питания скважины: r
пр
– приведен-
ный радиус скважины; и μ, – вязкость нефти и воды.
JZ^bmk mkeh\gh]h dhglmjZ iblZgby kd\Z‘bgu R
d
принимают
равным половине расстояния между скважинами.
Ijb\_^_gguc jZ^bmk kd\Z‘bgu r
пр
– радиус условной совершен-
ной скважины, принимаемой в качестве эквивалента ьной скважи-
ны, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имею-
щей те же дебит и депрессию.
Из сопоставления 58, 59 и 60, 61 формул следует:
[
]
)/ln(/)2(
/
rRhК
μπκ
=
пркнпр
, (55)
[
]
(
//
=К
)/ln(/)2 rRh
прквпр
μ
πκ
. (56)
Соответственно, dhwnnbpb_glu ijh^mdlb\ghklb b ijb_fbklh -
klb представляют собой dhfie_dkgu_ oZjZdl_jbklbdb добывных
возможностей и приемистости скважины.
На практике коэффициент продуктивности (приемистости) опреде-
исследованият путем скважины f_lh^hf mklZgh\b\rboky hl-ляю
161
[hj
пр линейны по всей длине
или на начальном участке
По добывающим
жинам при больших значе-
ниях дебита они могут быть
изогнутыми в результате
нарушения линейного за
фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со
смыканием трещин при значительном снижении забойного давления.
По ивления инди-
пласте по мере
уве
кривой коэффициент
K'(K
изменчив и для каждой точки кривой оп-
ред ответствующему
пер паду давления. Значение коэффициента продуктивности (приеми-
стости) используют для прогноза
при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологиче-
ских и технических условиях.
о
h\ . Метод основан на
измерении дебита и забойно-
го давления при нескольких
стабилизировавшихся режи-
мах работы скважины. По-
лученные результаты выра-
жают в виде зависимости
между дебитом и депрессией
на забое скважины (индика-
торной диаграммы, рис. 63).
При фильтрации жидкости
рные линии обычно
индикато
ямо
.
сква-
Jbk . 63. Bg^bdZlhjgu_ ^bZ]jZffu ^h[u -
\Zxsbo (Z) b gZ]g_lZl_evguo ([) kd\Z‘bg :
q
н
– дебит скважин по нефти; W – приемистость
скважин; ∆р – депрессия (репрессия) на забое
скважины
кона
нагнетательным скважинам основной причиной искр
каторных линий является раскрытие микротрещин в
личения забойного давления.
Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей неф-
тяной скважины имеет вид
Р
пл
– Р
заб
= q
ж
/К
/
. (57)
При прямолинейном характере индикаторной
'') остается постоянным в интервале исследованных режимов и
численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.
На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент про-
дуктивности (приемистости)
еляется как отношение дебита (приемистости) к со
е
дебитов (приемистости) скважины
В промыслово-геологической практике часто пользуются удель-
ным коэффициентом продуктивности (приемистости) К
уд
, характери-
зующим значение коэффициента продуктивности (приемист сти) К' на
одном м работающей толщины пласта h:
162