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. 74):
I 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 (см. главу XVI);
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, продолжают бурение резервных скважин, изоляционные работы в скважинах, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки;
Рис. 74 Стадии разработки эксплуатационного объекта
IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регулированию разработки и проведению комплекса технологических мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения.
Границы между стадиями разработки устанавливаются следующим образом. К 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 годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III стадии. 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 I и II стадии объединяют в ранний, а III и IV — в поздний периоды разработки.
Характер динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую очередь зависит от промыслово-геологических особенностей залежей. Внедрение соответствующих систем разработки и проведение работ по ее регулированию позволяют несколько нивелировать разницу в динамике основных показателей по объектам с неодинаковой геологической характеристикой.
Характерные различия в динамике основных показателей разработки залежей нефти выявляются путем обобщения опыта разработки. При обобщении опыта проводится укрупненный сравнительный анализ истории разработки по залежам с разными геологическими характеристиками. Сравнение проводят по одноименным стадиям разработки.
Сравнивают кривые, отражающие годовую добычу нефти и жидкости, динамику обводнения продукции, нефтеизвлечения и др.
Для удобства сравнения и обеспечения надежности выводов придерживаются следующих правил:
· годовые показатели добычи нефти и жидкости выражают в процентах от начальных извлекаемых запасов, т.е. в виде темпов добычи;
· динамику всех годовых показателей рассматривают в относительном времени — на оси абсцисс показывают не годы разработки, а начальные извлекаемые запасы, принятые по каждому из анализируемых объектов за 100 %;
· для обобщения опыта отбирают залежи, находящиеся в завершающем периоде разработки, из которых получено более 80 % начальных извлекаемых запасов; это обеспечивает надежность определяемых годовых темпов разработки, поскольку обычно к этому времени запасы можно считать достоверными; к тому же к этому времени уже формируются представительные кривые показателей разработки за три стадии и за начало четвертой.
Ниже приведены некоторые результаты обобщения опыта по залежам нефти, введенным в разработку в 50-х годах, в основном в Волго-Уральском нефтяном регионе, по отдельным залежам Северного Кавказа и других регионов.
Это объекты, как правило, с большими запасами нефти, относительно благоприятными геологическими условиями — со средней проницаемостью пластов более 0,1 мкм2, вязкостью пластовой нефти до 30 мПа·с, с высокой нефтенасыщенностью пластов (0,75 — 0,9), с разной степенью неоднородности продуктивных пластов.
Динамика основных показателей разработки по этим объектам рассмотрена ниже.
Добыча нефти.I стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и стадия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность I стадии можно существенно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность I стадии изменяется от одного года до 7 —8 лет и более. Практически по всем объектам за I стадию отбиралось около 20 % начальных извлекаемых запасов.
II стадия характеризуется максимальным темпом разработки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запасов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах — от 4 до 16 —20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью I 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. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность I стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности I стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения. Важна также правильная последовательность выполнения проектных технологических мероприятий. На I стадии разработки следует сосредоточивать внимание на той части проектных мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности I стадии.
Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в пределах от 1—2 до 5 — 8 лет. Малая продолжительность характерна:
ü для залежей с повышенной 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;
ü для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.
Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При ц0 менее 5 она составляет 50 %, а при более высоких значениях — 25 — 30%. Называя эти ориентировочные цифры, следует отметить следующее.
1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию системы разработки и ее регулированию. При преждевременном снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, молено предполагать завышенность извлекаемых запасов.
2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулированию разработки из объекта отобрано 65 — 70 % и более извлекаемых запасов, молено предполагать, что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.
Весьма сложной является III стадия разработки, в которой из-за истощения запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30 — 50% извлекаемых запасов нефти. Нарастающая 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 III стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях — от максимального темпа 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).
С целью одновременного учета влияния этих двух показателей на темпы падения добычи на III стадии разработки можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения максимального темпа разработки объекта в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:
(XII.1)
(XII. 1)
где - максимальная годовая добыча нефти; — начальные извлекаемые запасы нефти; qi — добыча нефти за i-й год первых двух стадий; — продолжительность первых двух стадий разработки.
Средний темп падения добычи на III стадии определяют как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают отношением годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года):
(XII.2)
где qi — добыча нефти за i-й год III стадии; — добыча нефти за год, предшествующий i-му; — продолжительность трех стадий; — продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.
В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснением нефти водой, получена прямолинейная зависимость , описываемая формулой
(XII.3)
Из рис. 75 видно, что в зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи среднегодовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30 — 35 %. Небольшие темпы падения добычи обычно характерны для залежей с повышенной вязкостью нефти. Для залежей маловязкой нефти темпы падения выше и достигают наибольших значений при сочетании высокой проницаемости пород и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки до начала падения добычи.
Рис. 75. Зависимость среднегодовых темпов падения добычи из эксплуатационных объектов на III стадии разработки от интенсивности использования запасов в предшествующий период разработки.
Дата добавления: 2015-10-19; просмотров: 1200;