Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

Продолжительность 1 стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м3 часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20—50 млрд. м3 она длится от 2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет.

 

Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м3 в большинстве случаев находится в пределах от  одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м3 изменяются в пределах от 5 до 30%, с запасами 3—50 млрд. м3 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 этого периода 60—70% балансовых запасов. Это существенно отличает динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Как уже отмечалось, из нефтяных эксплуатационных объектов к началу падения добычи отбирается 25—50% извлекаемых запасов, что соответствует всего 15—35% балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного более высокое текущее газоизвлечение.

 

На III стадии из газовых объектов отбирают 20—30% запасов газа. Количество действующих  скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обводненных скважин (при упруговодонапорном режиме). Продолжительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, определяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях.

 

IV стадия, завершаемая при приближении  к минимальной рентабельной добыче  из объекта, так же, как и  на нефтяных объектах, по продолжительности  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. При разработке газоконденсатных месторождений с  реализацией сайклинг-процесса часть  газа, закачиваемого после выделения из него конденсата обратно в пласт, в товарной продукции не учитывается. Вследствие этого динамика годовой добычи газа носит иной характер.

 

Вопросы поиска закономерностей в динамике показателей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40—50%, а к концу III стадии достигает 90—95% и более. В связи с. этим отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца 1 стадии и к концу основного периода могут превышать добычу нефти на II стадии в 4—6 раз и более. В IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

 

6. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ  КОНТРОЛЬ ЗА ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ,  ГАЗА, ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ,  ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ

6.1.КОНТРОЛЬ ЗА ДЕБИТАМИ И ПРИЕМИСТОСТЬЮ СКВАЖИН, ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ.

 

При разработке месторождений нефти  и газа обязателен высокий уровень  организации контроля за дебитами скважин  по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагнетательных скважин.

 

Дебит скважины по жидкости (безводной —  по нефти, обводненной — по нефти  и воде) измеряется в т/сут с  помощью автоматизированных 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" обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

 

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа "Агат-1", а при использовании индивидуальной замерной установки — турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа. В последнее время появляются новые более совершенные замерные устройства, отечественных и иностранных производителей.

 

Промысловый газовый фактор (в м3/т) вычисляют  как отношение дебита попутного  газа к дебиту сепарированной нефти.

 

Приемистость  водонагнетательной скважины (в м3/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

 

Дебиты  скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, — поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагменного измерителя (ДИКТ).

 

 

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины  большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

 

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.

 

Для каждого объекта с учетом характера  изменчивости показателей работы скважин  должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

 

Учет  показателей работы скважин. Документация.

 

Каждая  скважина представляет собой дорогостоящее  сооружение, поэтому полноценное  использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором  конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д.

 

Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в  документах. Эти документы:

 

—                эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);

 

—                карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины;

 

—                паспорт скважины.

 

 

 

В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются:

 

—                ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;

 

—                газовый фактор;

 

—                часы работы и простоя скважины, причины простоя;

 

—                изменения способа эксплуатации;

 

—                характеристики оборудования или режима его работы.

 

  За каждый месяц подводятся  итоги: 

 

—                добыча нефти;

 

—                добыча воды;

 

—                обводненность месячной продукции;

 

—                число часов работы и простоя;

 

—                среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;

 

—                значения среднего газового фактора.

 

 

 

В карточке нагнетательной скважины записывают:

 

—                приемистость скважины;

 

—                давление нагнетания воды (или другого агента);

 

—                число часов работы и простоя;

 

—                причины простоя.

 

 

 

  Фиксируют показатели работы  нагнетательной скважины за месяц: 

 

—                количество закачанной воды;

 

—                число часов работы и простоя;

 

—                среднесуточную приемистость;

 

—                среднее давление на устье скважины.

 

 

 

В карточку по исследованию скважины вносят:

 

—                дату и вид исследования (замеров);

 

—                данные о режиме работы скважины и  внутрискважинного оборудования в  период исследования;

 

—                глубину и продолжительность  замера;

 

—                тип прибора;

 

—                результаты проведенных замеров.

 

 

 

Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:

 

—                общие сведения (назначение скважины;

 

—                местоположение (координаты);

 

—                альтитуда устья;

 

—                даты начала и окончания бурения;

 

—                способ бурения;

 

—                глубина забоя;

 

—                целевой горизонт;

 

—                дата ввода в эксплуатацию);

 

—                геолого-технический разрез скважины:

 

—                литолого-стратиграфическая колонка;

 

—                основные кривые геофизического комплекса  исследований скважины;

 

—                схема ее конструкции;

 

—                характеристика кривизны;

 

—                характеристику продуктивных пластов  и фильтра:

 

—    глубина кровли и подошвы пластов;

 

—    интервалы перфорации;

 

—    характеристика открытого забоя  или тип перфорации и ее плотность;

 

—                результаты освоения скважины:

 

—    вскрытый пласт, начало освоения;

 

—    среднесуточные показатели за первые 30 дней работы:

 

—    способ эксплуатации;

 

—    дебиты по нефти, газу, жидкости, воде;

 

—    показатели давления;

 

—    коэффициент продуктивности;

 

—                физическую характеристику пластов  эксплуатационного объекта:

 

—    описание пород;

 

—    коэффициенты пористости;

 

—    проницаемости;

 

—    нефтегазоводонасыщенности;

 

—    неоднородности;

 

—    положение ВНК (ГНК, ГВК);

 

—    результаты исследования пластовой  и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);

 

—    характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);

 

—    характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);

 

—    аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических  дефектах скважины, характеристика проведенных  ремонтных работ, изменения в  конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).

 

Паспорт содержит:

 

—    сводную таблицу работы скважины;

 

—    месячные и годовые показатели (из карточки скважины);

 

—    суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.

 

—                

 

Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки составляются следующие документы:

 

—    геологический отчет по эксплуатации скважин;

 

—    карта текущего состояния разработки;

 

—    карта суммарных отборов и  закачки по скважинам;

 

—    технологический режим работы скважин.

 

Названные документы используют для обоснования  мероприятий по регулированию разработки.

 

Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.

 

Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с  кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.