Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

Карту суммарных отборов и закачки  по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте  в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.

 

Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.

 

Геолого-промысловая  документация по объектам разработки в целом.

 

Показатели  добычи нефти и газа по объекту  в целом отражаются в двух главных  документах — в паспорте объекта разработки и на графике разработки.

 

В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую  характеристику эксплуатационного  объекта, проектные и фактические  показатели разработки. Геологическая  характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта:

 

средние параметры объекта до начала разработки;

 

свойства  нефти в пластовых условиях и  на поверхности;

 

свойства  газа;

 

свойства  пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);

 

данные  о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент  извлечения нефти, дата утверждения  запасов);

 

данные  об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения 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), жидкости и годы их достижения: максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин.

 

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти  за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в м3 в переводе на пластовые условия; закачка воды за год в м3 и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разработки в м3 и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м3; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин; фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, — добывающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2—20; 20—50: 50—90; более 90 %.

 

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационному объекту.

 

График  разработки (рис. 32) составляется для  эксплуатационного объекта и  представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки.

 

 

 

На  графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда  добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

 

В зависимости  от решаемой задачи и геолого-промысловых  особенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработки.

 

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 добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.

 

Анализ  графика разработки и сравнение  фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.

6.2.КОНТРОЛЬ  ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

 

Пластовое и забойное давление при разработке залежей

 

Энергетические  ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением  пластового давления Рплтек.

 

С началом  эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

 

Пластовое давление в продуктивном горизонте  на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

 

Получение и анализ данных о текущем пластовом  давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая  часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других —