Файл: Куряшов, А. А. Фирсин разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений учебное пособие Казань Издательство книту 2020 Copyright ооо цкб бибком & ооо Aгентство KнигаCервис.pdf

41 Чтобы проследить за изменением пластового давления во времени, карты изобар строят периодически, например, через три месяца или через полгода. Для анализа и регулирования процессов разработки нефтяных месторождений, помимо карт изобар, строят также карты равных коэффициентов проницаемости и продуктивности нам мощности пласта, карты отборов нефти по зонами скважинам, карты обводненности и продвижения контуров нефтеносности. Сравнение таких карт, построенных на разные даты, позволяет установить происходящие в пласте изменения указанных показателей в процессе эксплуатации залежи и своевременно принимать меры по нормализации разработки залежи. Изменение отдельных показателей в процессе разработки залежи и их взаимных соотношений изучают по графикам разработки Пользуясь графиками разработки, картами изобар и картами обводнения, можно правильно оценивать состояние разработки и намечать правильные пути регулирования процессов эксплуатации отдельных скважин и пласта в целом (рис. 5.3). Рис. График разработки месторождения Р – среднее динамическое пластовое давление т – текущая добыча нефти В – обводненность нефти в процентах Г – газовый фактор
n – число действующих скважин Основные показатели добычи
- добыча нефти (т/сут; т/год);
- добыча жидкости (м
3
/сут; м
3
/год);
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

42
- обводненность продукции, %;
- добыча газа (м
3
/сут; м
3
/год);
- фонд добывающих скважин, в том числе по способам эксплуатации, ед
- фонд нагнетательных скважин, ед- фонд бездействующих скважин, ед- ввод новых добывающих скважин, ед- средний дебит скважины по нефти, т/сут;
- средний дебит скважины по жидкости, т/сут;
- расход нагнетаемой воды (м
3
/сут; м
3
/год);
- накопленный сначала разработки отбор нефти, т- накопленный отбор воды, м- накопленный отбор газам- объем закачанной воды, м- добыча воды на 1 т добытой нефти, м
3
/т.
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. 5.4):
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. Срок этой стадии определяется темпами роста добычи. Рис. 5.4. Стадии разработки месторождения
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

43 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. По разным объектам продолжительность стадии изменяется от одного года долети более.
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. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3–4 дои более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи на пласты. Выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. 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 %. Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в основном в пределах от 1–2 до 8–10 лет.
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. Продолжительность IV стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

44 Показателем эффективности процесса служит повышение или, по крайней мере, прекращение снижения дебита по нефти в добываемой жидкости.
5 . 4 . Коэффициент извлечения нефти bКоэффициентом извлечения нефти (К
ни
) называется отношение количества нефти (Q
t
), добытой из залежи или ее части сначала разработки в течение времени (t), к балансовым запасам (б) залежи
К
ни =
Q
t / б) где К
ни
– коэффициент извлечения нефти Q
t
– количество нефти добытой из залежи или ее части сначала разработки в течение времени (t); б
– балансовые запасы. и = б * К
ни
(5.2) где и – извлекаемые запасы нефти. Различают текущий и конечный коэффициенты извлечения нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выработки балансовых запасов залежи на определенную дату. Конечный коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выработки балансовых запасов залежи на момент окончания разработки. Коэффициент извлечения нефти представляет собой произведение коэффициентов вытеснения, заводнения и охвата
К
ни
= Кв *
К
з *
К
ох
(5.3) где коэффициент вытеснения (Кв) – отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проник рабочий агент, к начальному количеству нефти в этом же объеме значения (в, как правило,
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

45 определяются экспериментально на образцах коллекторов, те. на мик- роуровне в лабораторных условиях при промывке образцов бесконечно большими объемами воды. Коэффициент заводнения (К
з
) – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема пустотного пространства, в который проникла закачиваемая (или законтурная) вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесняемому из того же объема пустотного пространства при полной его промывке (когда скважины начнут давать чистую воду, тек количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения (коэффициент заводнения по существу отражает тот факт, что полная промывка пустотного пространства при современных принципах разработки не достигается. Коэффициент охвата (К
ох
) пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижение пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.
К
ох
= ох общ) гдеV
ох
– часть эффективного объема залежи эксплуатационного объекта, участвующего в дренировании под воздействием вытесняющего агента общ – общий эффективный объем залежи.
Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу, используемую для прогноза коэффициента нефтеотдачи. Его величина оказывает большое влияние наконечную нефтеотдачу и на темпы добычи нефти. Достижение возможно большей величины этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи и является основной целью развития и совершенствования этой системы,
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

46 а также управления протекающими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки. За последние 40 лет коэффициент извлечения нефти падает св х годах до 34 % в 2000 г, сокращаясь за десятилетие на
3–4 %, что равноценно снижению возможных извлекаемых запасов на
14 млрд (рис. 5.5). Рис. Коэффициент извлечения нефти по регионам России В Татарстане за все время, начиная от первого подсчета запасов нефти по Ромашкинскому месторождению в 1954 г, нефтеотдача снизилась почтив раза. Сегодня при оценке ресурсов коэффициент извлечения нефти принимается обычно равным 27–30 %, что является одним из наиболее низких показателей в мировой практике (табл. Предполагается, что при освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасов останется в 2 раза больше нефти, чем будет добыто к концу разработки месторождений.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

47 Таблица 5.1 Величина коэффициента нефтеизвлечения по разным регионам Регион, месторождение
КИН Канада (битумные месторождения, регион Атабаска)
0,73 2. Шельфовые месторождения Северного моря 3. Алжир (месторождения Хаси-Мессауд)
0,6 4. Венесуэла, регион Марракайбо
0,58 Россия
5. Татарстан
(Ромашкинское месторождение, Миннебаевская пл 0,22–0,25 6. Западная Сибирь до 0,73 Для прогнозных ресурсов принят коэффициент извлечения нефти около 20 %. Это сделано с учетом того, что основной их объем относится к категории трудноизвлекаемых. В это значение заложен значительный резерв их увеличения по мере отработки новейших методов увеличения нефтеотдачи. Опыт применения в Республике Татарстан методов извлечения нефти показывает, что коэффициент нефтеизвлечения, в среднем, можно увеличить от проектного 42 до 50 %. За счет повышения коэффициента нефтеиз- влечения планируется обеспечить более 25 % общего прироста запасов нефти, причем, со временем эта доля будет возрастать.
5 . 5 . Методы поддержания пластового давления bМетодов воздействия на залежь с целью увеличения ее производительности и повышения нефтеотдачи достаточно много. При этом одни методы направлены на интенсификацию (стимуляцию) работы скважин увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин, другие – только на повышение нефтеотдачи, третьи – как на интенсификацию работы скважин, таки на повышение нефтеотдачи пластов. Все методы воздействия на залежь можно разбить надве группы
1. Методы, обеспечивающие восполнение энергии пласта ивы- теснение нефти за счет закачиваемого рабочего агента, те. поддержание пластового давления.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

48 2. Методы, улучшающие фильтрацию нефти в призабойной зоне.
Первую группу методов с некоторой долей условности можно разделить на два типа. Первый тип – методы объемного воздействия на пласт с целью приращения извлекаемых запасов путем увеличения коэффициентов вытеснения и охвата залежи воздействием. Следствием такого воздействия может стать улучшение смачивания, снижение межфазного натяжения между нефтью и водой, перераспределение локального градиента давления в пласте и стимулирование капиллярных сил, вовлечение в работу недренируемых пропластков, участков пласта и застойных зон. Наблюдаемым результатом такого воздействия являются довольно продолжительное увеличение отборов нефти и жидкости по реагирующим скважинам, снижение обводненности их продукции. При этом характерно запаздывание проявления эффекта, связанное как с невысокой скоростью фильтрации флюидов в поровом пространстве пласта, таки с некоторыми особенностями применения технологий. Второй тип – технологии локального воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения текущего дебита нефти. Следствием такого воздействия может быть увеличение проницаемости призабойной зоны (раскрытие трещин, очистка от кольматирующих компонентов, снижение проводимости призабойной зоны пласта для воды
(гидрофобизация или механическое закупоривание пори трещин в промытых пропластках). Наблюдаемым результатом воздействия является увеличение отборов нефти и жидкости либо снижение обводненности продукции. При этом эффект наблюдается непосредственно после проведения операции и освоения скважины. Увеличение темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов (водонапорного) можно достичь путем искусственного поддержания пластовой энергии. Это осуществляется путем закачки в залежь воды или газа (воздуха. При поддержании пластовой энергии
- предотвращается выделение газа в пласте, поскольку пластовое давление поддерживается большим, чем давление насыщения
- создаются повышенные давления в зоне пласта, способствующие вытеснению нефти из пропластков с низкой проницаемостью
- сокращается срок разработки залежи- улучшаются экономические показатели ее разработки ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

49 Системы искусственного поддержания пластового давления по схеме взаимного размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин
1. Газ следует нагнетать- в газовую шапку, поддерживая напорный режим залежи- искусственно создавать газовую шапку в пластах, где углы падения пород превышают 10–15°.
2. Воду в пласт можно закачивать- за контуром нефтеносности- на контуре- внутри контура . 5 . 1 . Заводнение Поддержание пластового давления при закачке воды в пласт осуществляется путем законтурного и внутриконтурного заводнения или же различных модификаций этих процессов. Рис. 5.6. Схема законтурного заводнения 1 – нефтяные скважины
2 – нагнетательные скважины 3 – контрольные скважины
4 – внутренний контур нефтеносности 5 – внешний контур нефтеносности