Файл: национальный исследовательский томский политехнический университет оператор по исследованию скважин.pdf

30 где

(t)
–

31 ется при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторож- дения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что за- лежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем преду- сматривалось.
Продуктивность скважины – отношение ее дебита к перепаду
(депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствую- щими дебиту: пласт заб
q
q
р
р
p





[т/(сут
МПа)]. (2.13)
Продуктивность характеризует суммарную эффективность работы скважины и призабойной зоны пласта.
Аналогом коэффициента продуктивности для нагнетательных скважин является коэффициент приемистости: пл заб
р
р





(2.14)
Гидропроводность пласта в районе скважины
/
kh



. Этот па- раметр измеряют в единицах: (мкм
2
м)/МПас.
Давление насыщения [5] является важным свойством нефтей, на- сыщенных попутным газом, и характеризует давление, при котором имеющийся в залежи газ начинает выделяться из нефти. Давление на- сыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составом, ко- личеством нефти и газа, пластовой температурой. Растворенный попут- ный газ по мере снижения давления при добыче выделяется из нефти.
В пластовых условиях все нефти содержат растворенный газ. Чем выше давление в пласте, тем больше газа может быть растворено в нефти.
В 1 м
3
нефти содержание растворенного газа, приведенное к нормаль- ным условиям, может достигать 1000 м
3
Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в %/год.
Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то из- менение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинст- ву месторождений практически повторяет динамику темпа их разработ- ки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим – уменьшается, а по третьим – возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени вы- ражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидко-

32 сти зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт во- ды, пластового давления и пластовой температуры.
Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи во- ды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м
3
/т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на
1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффектив- ности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарас- тать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разра- ботке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5–8 м
3
/т и в некоторых случаях достигает 20 м
3
/т.
Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении раз- личных технологий с целью воздействия на пласт используют различ- ные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачива- ют в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись уг- лерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее коли- чество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией сква- жин – важнейшие технологические показатели процесса разработки.
Пластовое давление. Энергетические ресурсы пласта характери- зуются существующим в нем давлением. Под пластовым давлением по- нимают давление в пласте между скважинами, установившееся во время работы всех скважин. В процессе эксплуатации для рационального ис- пользования энергии пласта необходим постоянный контроль распреде- ления пластового давления в залежи. Это осуществляется путем систе- матических замеров забойных и пластовых давлений. В процессе разра- ботки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максималь- ным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменени- ем пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину.
Под забойным давлением понимается давление на забое скважи- ны, которое замеряется во время установившейся работы скважины
(динамическое забойное давление). Ему соответствует динамический уровень в скважине (уровень жидкости, который устанавливается в ра- ботающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление).
Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

33 2.3. Основные периоды разработки нефтяных и газовых месторождений
Применительно к нефтяным месторождениям основными показате- лями разработки считаются годовая добыча нефти q н
(t) и обводненность добываемой продукции В. По характеру (динамике) изменения этих по- казателей во времени период разработки любого месторождения или за- лежи делится на четыре стадии, каждая из которых имеет различную продолжительность [6].
Рис. 2.2. График изменения темпа разработки во времени:
1 – месторождение А; 2 – месторождение В; I, II, III, IV – стадии разработки
На рис. 2.2 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого- физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процес- сы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кри- вой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем на- зывать стадиями.
Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, за счет ввода которых в эксплуатацию происходит увеличение добычи нефти. При этом продукция скважин остается безводной или низкооб- водненной. Темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих ос- новной фонд.
Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно

34 наступает раньше срока разбуривания залежи. По окончании ввода про- буренных добывающих скважин в эксплуатацию достигнутая к концу первой стадии добыча нефти теоретически должна снижаться, однако она может быть удержана на достигнутом уровне за счет поддержания пластового давления (ППД), проведения каких-либо геолого- технических (ГТМ) или технико-технологических мероприятий (ТТМ).
В этом случае наступает вторая стадия разработки, характеризующаяся относительно стабильной добычей нефти и постоянным нарастанием содержания воды в продукции скважин.
Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максималь- ного уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабиль- ными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разра- ботки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также про- должительность второй стадии.
Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения сква- жин резервного фонда, регулирования режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов). С течением времени эффективность ППД и ГТМ неизбежно уменьшается, и наступает третья стадия разработки, характеризующаяся снижением добычи нефти и увеличением темпов ее обводненности.
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значи- тельная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характери- зуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводнен- ность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Четвертая стадия разработки характеризуется продолжающимся уменьшением до- бычи нефти с несколько меньшими темпами, чем на третьей стадии, и существенным увеличением по отношению к третьему периоду обвод- ненности продукции скважин.
Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти.
Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффектив- ность реализованной системы разработки, определяют конечное значе-

35 ние количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторож- дения и добывают основной объем попутной воды.
Как видно из рис. 2.2 (кривая 2), для некоторых месторождений ха- рактерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения до- бычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты вы- сокие темпы разработки порядка 12–20 %/год и более. Из опыта разра- ботки следует, что максимальный темп разработки не должен превы- шать 8–10 %/год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3–5 %/год.
Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естест- венно в том случае, когда технология разработки месторождения и, мо- жет быть, система разработки останутся неизменными во времени.
В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений [3] принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, по- стоянной и падающей (см. рис. 2.3).
Период нарастающей добычи газа. Продолжается несколько лет, для крупных месторождений – до 7–10 и более лет. В этот период ве- дется разбуривание месторождения, промысловое обустройство, ввод в эксплуатацию линейных компрессорных станций на магистральном га- зопроводе. Отбор газа из месторождения на стадии нарастающей добы- чи может достигать 20–25 % начальных запасов.
Период постоянной добычи газа. Продолжается до тех пор, пока экономически целесообразно удерживать постоянные годовые отборы газа за счет ввода новых скважин и/или наращивания мощностей дожимных компрессорных станций. Суммарный отбор газа из залежи к концу перио- да постоянной добычи достигает 60–75 % начальных запасов.
Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счет их добуривания для выполнения запланиро- ванных объемов добычи газа или для разработки обнаруженных «цели- ков» обойденного пластовой водой газа.