Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

 

 

Таблица  3. Форма отчета «Фонд скважин»

№ 

Состав  фонда 

Число

 

скважин

 

   

Эксплуатационный  фонд 

 

 

1 

Дающие  нефть (газ) 

 

 

2 

Остановленные в последнем месяце отчетного  квартала из числа давших добычу в  этом месяце - 

 

 

3 

В том  числе находящиеся в ремонте - 

 

 

4 

Итого действующих (1+2) 

 

 

5 

Выбывшие  из действующих в отчетном году - 

 

 

6 

Выбывшие  из действующих в предыдущие годы - 

 

 

7 

В том  числе находящиеся в ремонте - 

 

 

   

   

 

 

8 

Итого бездействующих (5+6) 

 

 

   

   

 

 

9 

Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения   

 

 

10 

В том  числе находящиеся в работах по освоению - 

 

 

11 

Всего эксплуатационный фонд скважин (4+8+9) 

 

 

   

Другие  группы скважин 

 

 

12 

Нагнетательные 

 

 

13 

В том  числе действующие - 

 

 

14 

Специальные (контрольные оценочные) 

 

 

15 

Водозаборные  и дающие иодобромную и - техническую  воду 

 

 

16 

Поглощающие для сброса сточных вод и прочие - 

 

 

17 

Находящиеся в консервации - 

 

 

18 

Находящиеся в ожидании ликвидации - 

 

 

19 

Ликвидированные после эксплуатации - 

 

 

20 

Ликвидированные после бурения 

 

 

 

К действующим  относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

 

скважины, дающие нефть (газ), т. с. дающие продукцию  на конец последнего дня отчетного  квартала (включая скважины, находящиеся  на наполнении жидкости при периодической  эксплуатации);

 

скважины, которые в последнем месяце квартала давали продукцию даже. в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.

 

К бездействующим, относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся  на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода, в том числе:

 

выбывшие  из действующих в отчетном году, т. е. остановленные в текущем  году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного  года числились в фонде действующих  скважин);

 

выбывшие  из действующих в предыдущие годы, т. с. остановленные до 1 декабря предыдущего  года.

 

К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей  эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и др., если ранее они никогда продукции не давали.

 

Указываемые в отчете другие группы скважин соответствуют  показанным в настоящей главы  группам скважин, не предназначенных и не используемых для эксплуатации на нефть или газ. При этом в группы нагнетательных, специальных, вспомогательных (водозаборные, поглощающие) включают все скважины: действующие, выбывшие в бездействие в отчетном и предыдущих годах, находящиеся в освоении и ожидании освоения. В группе нагнетательных скважин отдельно выделяют действующие скважины, которые определяются по тому же принципу, что и действующие добывающие скважины (т. е. находятся в работе в конце последнего дня отчетного квартала), с тем отличием, что их действие связано с закачкой воды или другого рабочего агента.

 

В другие группы скважин входят также скважины, находящиеся в консервации, в  ожидании ликвидации, ликвидированные  после эксплуатации и ликвидированные  после бурения.

 

Находящиеся в консервации—это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В эту группу включаются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда.

 

Находящиеся в ожидании ликвидации—это скважины, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы.

 

Ликвидированные—это скважины, ликвидация которых оформлена  в установленном порядке и  ликвидационные работы на которых уже  выполнены. Ликвидированные после  эксплуатации—скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях: ликвидированные после бурения—скважины, непригодные для использования по различным причинам: прекращенные бурением по техническим или геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.

5.6.ДИНАМИКА  ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА, ПОПУТНОЙ ВОДЫ  ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ  ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

 

Состояние разработки  эксплуатационного объекта  или его части (пласта, блока, участка) характеризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды.

 

Изменение в процессе эксплуатации объекта  основных (и других) текущих показателей  разработки во времени или в зависимости  от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извлекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

 

Основные  показатели разработки выражают в абсолютных единицах измерения 

 

(добыча  нефти, воды, жидкости в тыс.  т, 

 

добыча  газа в млн. м3).

 

Для сравнительного анализа результатов  разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов.

 

Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запасов нефти.

 

Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кроме  того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его  в процентах остаточных (текущих) запасов.

 

Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оценивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть+вода).

 

Полученную  с начала разработки на определенную дату добычу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах начальных извлекаемых запасов (степень использования извлекаемых запасов).

 

Динамику  указанных показателей разработки целесообразно анализировать по стадиям, выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта.

 

Весь  период разработки нефтяного эксплуатационного  объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 28)

 

1 стадия  — стадия освоения эксплуатационного  объекта — характеризуется ростом  годовой добычи нефти; на этой  стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

 

II стадия  — стадия сохранения достигнутого  наибольшего годового уровня  добычи нефти, который принято  называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки;

 

III стадия  — стадия падения добычи нефти  вследствие извлечения из недр  большой части запасов; на этой  стадии с целью замедления  падения добычи осуществляют  дальнейшее развитие системы  воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия но управлению процессом разработки;

 

 

 

 

 

IV стадия—-завершает  период разработки: характеризуется  дальнейшим снижением добычи  нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те  же виды работ по регулированию  разработки.

 

Границы между стадиями разработки устанавливают  следующим образом.

 

Ко II стадии относят годы разработки с  максимальным уровнем добычи нефти  и примыкающие к ним годы, в  которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10%.

 

Предшествующие II стадии годы относят к 1 стадии разработки.

 

Границу между II и III стадиями проводят между последним годом II стадии и первым после него годом с добычей. отличающейся от максимальной более чем на 10%.

 

Границу между III и IV стадиями определяет точка  на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2%.

 

Первые  три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим  периодом. В литературе нередко 1 и 11 стадии объединяют в ранний, a III н IV—в поздний периоды разработки.

 

Характер  динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую очередь зависит от геологопромысловых особенностей залежей. Внедрение рациональных систем разработки н проведение работ по ее регулированию позволяют в значительной мере, но далеко не полностью нивелировать разницу в динамике основных показателей, обусловленную неодинаковой геологической характеристикой объектов.

 

Добыча  нефти.

 

1 стадию  разработки характеризуют главным  образом темпы роста добычи  нефти, обусловливающие ее продолжительность. Темпы роста добычи в этой стадии медленнее, а продолжительность стадии больше на объектах с большими площадью нефтеносности, глубиной залегания продуктивных пластов и усложненными геологическими условиями бурения скважин. Очевидно, что продолжительность 1 стадии может быть сокращена за счет увеличения производственной мощности и улучшения организации работы буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность 1 стадии изменяется от одного года до 7—8 лет и более.

 

 

 

II стадия  характеризуется: 

 

величиной максимальных темпов разработки объекта;

 

продолжительностью;

 

долей отбора извлекаемых запасов к  моменту ее окончания.

 

 

 

Максимальные  темпы разработки разных объектов зависят  от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3—4 до 16—20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи. Малая продуктивность, обусловленная низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти и другими факторами, частично может быть восполнена реализацией более активной системы разработки. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности 1 стадии разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью 1 стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60—70% площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшие разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т. е. приводят к увеличению продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность 1 стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности 1 стадии, может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организаций, осваивающих месторождение. Положительному решению этих задач может способствовать также правильная последовательность выполнения технологических мероприятий, предусмотренных проектным документом на разработку. На 1 стадии разработки следует ограничиваться осуществлением той части проектных технологических мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности первой стадии.

 

Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в основном в пределах от одного-двух годов до 8—10 лет.

 

Наименьшая  продолжительность характерна: для  залежей с повышенным соотношением вязкостей нефти и вытесняющей  воды в пластовых условиях (т.е. с относительной вязкостью пластовой нефти  (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7— 8%, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего обводнения скважин:

 

для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

 

Доля  извлекаемых запасов, отбираемая к  концу II стадии, т. е. к началу падения  добычи нефти, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При малых значениях mо (менее. 5) она составляет около 50 %, а при более высоких —около 35%-

 

Называя эти ориентировочные цифры, следует  сделать два замечания.

 

1. Для  предотвращения преждевременного  падения добычи нефти на нефтяных  эксплуатационных объектах (при  меньшем отборе запасов, чем указано выше) необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию системы разработки и ее регулированию.

 

2. Если  к концу II стадии без особых  усилий по регулированию разработки из объекта отобрано 65—70 % и более извлекаемых запасов, это обычно указывает на то. что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.

 

При раннем снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию  разработки, можно предполагать завышенность подсчитанных запасов или недостаточность проектных технологических решений по разработке объекта.

 

Весьма  сложной является III стадия разработки, на которой вследствие истощения  значительной части запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30—50 % извлекаемых запасов нефти. Нарастающая в этот период обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

 

Для характеристики III стадии весьма показателен  среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии разработки на разных объектах зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях — от величины максимальных темпов добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи (а следовательно, и от тех геологических и других факторов, которые влияют на эти показатели).