Контроль разработки месторождения, на скважинах которого проводились виброразработки пород ПЗП

- выравнивание  профиля притока жидкости или  расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды, ПДС и др.);

-   перенос интервалов перфорации;

- одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях;

- совершенствование  применяемой системы заполнения (преобразование одной системы  заводнения в другую, очаговое заводнение, перенос фронта нагнетания и др.);

- бурение  резервных добывающих и нагнетательных  скважин.

Для конкретных геолого-физических условий и для различных стадий разработки проектируется своя конкретная система контроля и регулирования разработки (учет добычи, закачки, их регулирование).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. СОДЕРЖАНИЕ И МЕТОДЫ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ И ГРАФИКА                РАЗРАБОТКИ 
 
             Карты разработки составляются недропользователями по каждому эксплуатационному объекту всех нефтяных 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: Qв, Qж - 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. 
          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. 
         На картах текущего состояния разработки также должны быть нанесены линии выклинивания продуктивного горизонта и положение начальных, а по возможности и предполагаемых текущих контуров нефтеносности. 
         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. 
           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 SQнагн > SQотб (а) диаграмма добычи приводится пунктиром, а при условии SQнагн < SQотб (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 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.   График разработки 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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПЗП.

1. Для оценки технологической  эффективности обработки скважины в процессе проведения импульсно-волнового воздействия осуществляется контроль текущего состояния фильтрационных параметров ПЗП путем регистрации темпа изменения давления в скважине. Фактом окончания обработки является улучшение фильтрационных параметров ПЗП скважины.

2. Для оценки эффективности обработки  скважины после пуска её в эксплуатацию регистрируются динамика промысловых параметров и данные геофизического контроля параметров пласта, в течение всего времени изменившегося режима в обработанной скважине.

Основные принципы определения технологической эффективности процесса обработки скважины:

перед началом и в процессе обработки определяется один из параметров состояния ПЗП: скин-эффект, коэффициент отношения продуктивностей, коэффициент совершенства скважины;

технологическая эффективность процесса обработки скважины определяется путем сравнение параметров состояния ПЗП до, в процессе и после обработки;

Основные принципы определения повышения приемистости и выравнивания профиля приемистости:

сопоставление максимальной и фактической приемистости скважины;

расчёт максимальной приемистости производится по фактическим данным периода эксплуатации, предшествующего проведению обработки;

повышение приемистости от проведенного воздействия определяется по каждой обработанной скважине;

выравнивание профиля приемистости от проведенного воздействия определяется на основе данных ПГИ по относительной приемистости пропластков до и после обработки скважины.

Основные принципы определения повышения производительности скважины:

сопоставление максимальной и фактической производительности скважины;

расчёт максимальной производительности скважины производится по фактическим данным периода эксплуатации, предшествующего проведению обработки;

прирост добычи нефти от проведенного воздействия определяется суммированием показателей как со знаком «плюс», так и со знаком «минус» по каждой обработанной скважине и скважинам, находящимся в зоне влияния воздействия.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М. не6дра, 1990.
2. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987
3. Желтов Ю.П. «Разработка нефтяных месторождений», Москва,«НЕДРА», 1998.
4.       «Расчёт динамики показателей разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме», методические разработки для студентов при выполнении курсовых и дипломных работ по специальности 0907, Куйбышев, 1990;
5. Ковалёв В.С., Житомирский В.М. «Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения», Москва, «Недра», 1976, 246 с.;
6. Токарев М.А. «Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей», методическое руководство, УНИ, 1991;
7. Справочник по нефтепромысловой геологии. Ред. Быков Н.Е. и др., М., "Недра", 1981, 525 с.
8. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика, М., Недра, 1996.
9. Желтов Ю. П., Стрижов И. Н., Золотухин А. Б., Зайцев В. М. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1985.
10. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Рлзенберг М.Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1983.
11. Ривкин П.Р. Техника и технология добычи нефти и подготовки нефти на нефтепромыслах : Справочное пособие для разработчиков нефтегазовых месторождений. 2-е изд. – Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2008 – 496 с.