Idea Transcript
Министерство образования и науки Российской Федерации РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА Кафедра промысловой геологии нефти и газа
Ю.И. БРАГИН, А.В. ЛОБУСЕВ, Н.Н. ЦАРЁВА
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Методическое руководство по выполнению лабораторных, практических и семинарских заданий
Для студентов и магистров, обучающихся по специальности 130304 «Геология нефти и газа» направления подготовки дипломированных специалистов 130300 «Прикладная геология»
МОСКВА 2010 г.
УДК 553.98(075)
Геолого-промысловое обоснование эффективного использования запасов месторождений углеводородов. Брагин Ю.И., Лобусев А.В., Царёва Н.Н. .– М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010 – 79 с.
© Ю.И. Брагин, А.В. Лобусев, Н.Н. Царёва, 2010 © Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010
2
ВВЕДЕНИЕ Дисциплина
«Геологические
основы
эффективного
использования
недр
месторождений углеводородов» преподается после освоения студентами дисциплин в области промысловой геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений. Она призвана интегрировать полученные теоретические знания и помочь студентам сочетать их с результатами обобщения опыта разработки реальных месторождений самых различных промыслово-геологических типов. Это подготовит студентов к такому решению сложных комплексных задач на всех этапах промышленного освоения месторождений,
которое
обеспечит
достижение
максимальной
эффективности
использования недр. Настоящее руководство предназначено для закрепления теоретических знаний студентов, овладения ими методическими приемами и практическими навыками промыслово-геологического обоснования методов и средств обеспечения высокой эффективности использования недр. В руководстве основное внимание уделено изучению влияния геологических факторов на технологические показатели разработки месторождений. Соответственно рассматриваются вопросы промыслово-геологического обоснования систем разработки, подходов к реализации проектных решений, рациональных комплексов исследований по контролю процессов вытеснения нефти, мероприятий по управлению процессами разработки. В основе руководства лежат результаты обобщения многолетнего положительного опыта разработки месторождений в условиях большого многообразия геологических моделей залежей. Набор вариантов заданий позволяет рассматривать залежи в широком диапазоне геолого-физических условиях. Варианты заданий отличаются друг от друга: размерами залежей; положением контуров нефтеносности и границ отсутствия коллекторов; характером
изменения
толщин
пласта-коллектора;
фильтрационно-емкостными
свойствами и свойствами пластовых жидкостей и др. Методическое руководство предусматривает проведение трех самостоятельных видов практической работы студентов: выполнение лабораторных работ, проведение учебных семинаров и участие в деловой игре, посвященной вопросам анализа и проектирования систем разработки. В ходе выполнения лабораторных работ студенты осваивают приемы обработки геолого-промысловых данных и получают представления о способах геологического
3
обоснования
технологических
мероприятий
направленных
на
совершенствование
реализуемых систем разработки. Проведение учебных семинаров стимулирует самостоятельное профессиональное, творческое мышление студентов путем публичного обсуждения вопросов, продолжающих материалы лекций и требующих их дополнительного развития. Участие в деловой игре студентов-выпускников ставит задачу самостоятельного решения вопросов с первого этапа проектирования – геологическое обоснование возможных вариантов систем разработки. Настоящее руководство может быть использовано в качестве методического пособия для
студентов-дипломников,
специальная
часть
дипломных
проектов
которых
предусматривает исследования, связанные с вопросами разработки.
4
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ЛАБОРАТОРНЫХ (ПРАКТИЧЕСКИХ) РАБОТ Выполнение теоретических
лабораторных
знаний
работ
студентов,
имеет
овладения
целью ими
углубление методическими
и
закрепление приемами
и
практическими навыками при оценке условий и полноты извлечения нефти из недр. В настоящей работе изложены рекомендации по выполнению 4-х лабораторных работ, в которых предусмотрено выполнение ряда процедур обработки геологопромысловой информации. Исходным материалом для лабораторных работ служат реальные первичные геологопромысловые данные, полученные при промышленной разведке и разработке конкретных нефтяных месторождений. В первых двух работах изложены методические приемы изучения влияния особенностей геолого-физической характеристики залежей на эффективность разработки нефтяных месторождений, в третьей – геологическое обоснование выбора эффективных систем воздействия на залежь, в четвертой – вопросы регулирования разработки с целью сокращения возможных потерь нефти и достижения наиболее полного охвата залежи процессом вытеснения. При выполнении заданий всемерно приветствуется применение студентами современной счетно-вычислительной техники. Каждая работа выполняется студентами в соответствии с утвержденным графиком, представляется преподавателю для защиты и считается законченной после получения его подписи. Работы, выполненные в течение семестра, сброшюровываются в одну папку. Папка с полным набором работ сдается преподавателю для получения допуска к экзамену.
5
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1. Оценка геолого-промысловой характеристики залежи нефти с помощью анализа динамики основных показателей её разработки. Исходные данные: 1. Годовые показатели добычи нефти, воды, попутного газа, динамика пластового давления (Таблица 1). 2. Некоторые сведения о залежи: Залежь
запечатанная,
эксплуатируется
на
природном
режиме.
Начальные
геологические запасы составляют 5000 тыс.т, извлекаемые – 1500 тыс.т. Начальное приведенное пластовое давление равно – Рпл.н.=17,5 МПа, давление насыщения – 17,2 МПа, газосодержание пластовой нефти G=70 м3/м3. Назначение работы. Оказать помощь студентам в овладении ими методическими приемами анализа динамики годовых показателей разработки реальной залежи нефти и выявления взаимосвязи между особенностями геолого-физической характеристики и технологическими показателями разработки залежи. Методика выполнения работы. Лабораторная работа выполняется на основе данных по разработке реальных
залежей нефти, находящихся в завершающем периоде
эксплуатации. В настоящей работе рассчитываются и анализируются следующие показатели разработки: а) темпы добычи нефти (Тн) и отбора жидкости (Тж): Тн =
qн ⋅ 100%; НИЗ
Тж =
qж ⋅ 100%, НИЗ
где
qн,qж, - годовая добыча, соответственно, нефти и жидкости; НИЗ - начальные извлекаемые запасы. б) водонефтяной фактор (ВНФ) и обводненность продукции (В): ВНФ =
Qв ; Qн
В=
qв ⋅ 100%, qж
где
Qв, Qн – накопленное количество, соответственно, воды и нефти; qв – годовой отбор воды. в) степень использования запасов (СИН) и коэффициент нефтеизвлечения (КИН):
СИН =
Qн ⋅ 100%; НИЗ
КИН =
Qн ; НГЗ
где
НГЗ – начальные геологические запасы. 6
После расчета указанных относительных показателей строятся зависимости (графики) указанных параметров от времени разработки (годы), степени использования начальных извлекаемых запасов (НИЗ, %) и коэффициента нефтеизвлечения (КИН, %). Анализируя полученную динамику показателей разработки (графики), и используя ранее полученные теоретические знания и практические навыки, литературные источники по различным геологическим дисциплинам студенты высказывают соображения по геолого-промысловой расположения,
характеристики
глубина
залегания
изучаемой и
размер
залежи
(предполагаемый
залежи,
степень
район
геологической
неоднородности и коллекторские свойства продуктивных пластов, физико-химические свойства пластовых флюидов, продуктивность и природный режим залежи и т.п.). После сравнения полученной характеристики залежи с реальной геологической моделью изучаемой залежи студентами производится необходимые уточнения, и делаются выводы о соответствии динамики показателей разработки залежи ее реальной геолого-физической характеристики. Высказываются соображения о точности оценки начальных извлекаемых запасов нефти, дается оценка эффективности системы разработки и предложения по её совершенствованию. Порядок выполнения задания. Каждому студенту выдается индивидуальный вариант задания: условный номер эксплуатационного объекта, начальные геологические и извлекаемые запасы, величины добычи нефти и воды по годам разработки и др. На основании этих исходных данных студенты рассчитывают основные показатели разработки и строят графики. После выполнения необходимых расчетов и построений каждый студент должен написать краткую (2-3 страницы) пояснительную записку с анализом
динамики
показателей
разработки
и
оценкой
геолого-физической
характеристики изучаемой залежи нефти. Примерная структура пояснительной записки к заданию. I. Введение (цель работы, исходный материал, методы решения). II. Анализ динамики основных показателей разработки. 1. Динамика добычи нефти (начало промышленной разработки, уровень и продолжительность максимальной добычи нефти, степень использования запасов по стадиям и продолжительность стадий и всего периода разработки, интенсивность падения добычи в третьей стадии, оценка достоверности начальных извлекаемых запасов и т.д.).
7
2. Динамика обводненности продукции скважин (время начала добычи воды, продолжительность
безводного
периода,
вид
кривой
обводнения,
предполагаемые физико-химические свойства пластовых флюидов и т.п.). 3. Динамика отбора жидкости (уровень отбора жидкости к началу падения добычи нефти, к концу третей стадии и на завершающем этапе разработки и.т.п.). 4. Водонефтяной фактор (темпы его роста и конечное значение, предполагаемые физико-химические свойства добываемых жидкостей, предварительная оценка геологических особенностей изучаемого объекта и т.п.). III. Геологическая характеристика изучаемого объекта. 1. Краткая стратиграфическая и литологическая характеристика (возраст, литологические особенности и тип коллектора, толщина отложений и коллекторские свойства и т.п.). 2. Тектоническое строение (форма и тип структуры, углы падения, высота, размеры, приуроченность к той или иной нефтегазовой провинции и т.п.). 3. Общая
геолого-промысловая
характеристика
залежи
нефти
(размеры,
природный режим, условия залегания нефти, свойства пластовой нефти и воды, продуктивность залежи и т.п.). Предполагаемое местоположение и название залежи и продуктивных пластов. IV. Заключение (общая оценка эффективности системы разработки и предложения по её совершенствованию). Объем записки 2-3 страницы. Выполненную работу студент защищает у преподавателя, в процессе чего сравнивается полученная студентом геолого-промысловая характеристика с реальной геологической моделью залежи. Каждая работа оценивается преподавателем по 5-ти бальной системе. Пример выполнения задания. 1. По данным, приведенным в таблице 1, рассчитываем основные показатели разработки и заносим их в соответствующие графы таблицы 2. 2. Используя рассчитанные данные в таблице 2, строим график разработки (рис.1). 3. Анализируем динамику показателей разработки по стадиям. На графике по кривой темпа добычи нефти проводим границы стадий. Ко второй стадии относятся годы, с максимальной добычей и годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более 8
чем на 10%. Таким образом, находятся границы между 1 и 2 стадиями и 2 и 3 стадиями (рис.1). В данном примере I стадия продолжалась 2 года и к её концу отобрано 12% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). II-стадия также продолжалась 2 года. Достигнут высокий темп разработки – 10% в год. К концу II-ой стадии отобрано 30% НИЗ. Основной период разработки продолжается 12 лет. III стадия ещё не завершена, за годы которой (8 лет) добыто 48,8% НИЗ. Всего за 12 лет разработки отобрано 78,8% НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,23 при проектном 0,3. Есть основания ожидать, что проектный коэффициент нефтеизвлечения будет достигнут. Далее, примерно по такой же схеме анализируем кривые остальных показателей. Выявляем характерные особенности в динамике каждого показателя, на основании которых делаем выводы о предполагаемых геолого-физических параметрах изучаемой залежи. 4. Соображения о характеристики залежи. Судя по исходным данным, залежь имеет небольшие размеры. Залежь запечатанная, Рпл=Рнас, связи с законтурной областью не имеет. Газовая шапка отсутствует. Природный режим залежи – режим растворенного газа. Это подтверждают и результаты эксплуатации – пластовое давление непрерывно снижается. Промысловый газовый фактор вырос в 3 раза против начального газосодержания и в третьей стадии начинает снижаться. Залежь разрабатывается при незначительной
обводненности
продукции.
Поступление
воды,
видимо,
связано
дефектами некоторых скважин. Судя по достаточно высоким темпам разработки, залежь обладает довольно высокой продуктивностью при малой вязкости нефти. Об этом говорит возможность достижения максимального высокого при режиме растворенного газа коэффициента нефтеизвлечения (0,3). 5. Систему разработки залежи следует признать неэффективной, поскольку при благоприятных геолого-физических условиях в недрах остается 70% геологических запасов нефти. Целесообразно было бы с самого начала разработки применить заводнение. В данном примере, можно рекомендовать приконтурное заводнение, применение которого не исключено и в поздней стадии разработки. Для решения этого вопроса необходимы более расширенные и достоверные сведения о характеристике залежи (проницаемость и характер строения продуктивного разреза, вязкость нефти и воды и т.п.), расположение добывающих скважин, технологические режимы их работы и др. 9
Табл.№1 Показатели разработки объекта Годы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Годы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Годовая добыча, тыс.т нефти воды жидкости 54 126 150 7 150 10 135 5 115 8 98 12 82 15 71 11 59 11 50 7 45 7
Годовая добыча, тыс.т нефти воды жидкости 54 54 126 126 150 7 157 150 10 160 135 5 140 115 8 123 98 12 110 82 15 97 71 11 82 59 11 70 50 7 57 45 7 52
Темп добычи, % нефти
жидкости
Темп добычи, % нефти 3,6 8,4 10,0 10,0 9,0 7,7 6,5 5,5 4,7 3,9 3,3 3,0
жидкости 3,6 8,4 10,5 10,7 9,3 8,2 7,3 6,5 5,5 4,7 3,8 3,5
Накопленная добыча, тыс.т нефти воды
Обводненность, %
ВНФ, ед.
Показатели разработки объекта Накопленная Обводнен- ВНФ, добыча, тыс.т ность, % ед. нефти воды 54 0,0 0 180 0,0 0 330 7 4,5 0,021 480 17 6,3 0,035 615 22 3,6 0,036 730 30 6,5 0,041 828 42 10,9 0,051 910 57 15,5 0,063 981 68 13,4 0,069 1040 79 15,7 0,076 1090 86 12,3 0,079 1135 93 13,5 0,082
Степень использ. запасов, %
Степень использ. запасов, % 3,6 12,0 22,0 32,0 41,0 48,7 55,2 60,7 65,4 69,3 72,7 75,7
Текущий КИН, %
Текущий КИН, % 1,1 3,6 6,6 9,6 12,3 14,6 16,6 18,2 19,6 20,8 21,8 22,7
Промысловый газовый фактор, м3/м3
Пластовое давление, Мпа
70 100 180 240 240 250 220 195 170 160 100 80
17,5 16,7 15,9 15,1 14,3 13,4 12,7 12,1 11,6 11,1 10,7 10,3 Табл.№2
Промысловый газовый фактор, м3/м3 70 100 180 240 240 250 220 195 170 160 100 80
Пластовое давление, Мпа 17,5 16,7 15,9 15,1 14,3 13,4 12,7 12,1 11,6 11,1 10,7 10,3
10
График разработки нефтяной залежи Рпл, G, В, % Тн,ж, % МПа м3 /м3 20
250
100,0
18
225
90,0
16
200
80,0
175
70,0
12,0 11,0 10,0
Тж
G
9,0 14
8,0 12
150
60,0
10
125
50,0
8
100
40,0
6
75
30,0
Рпл
7,0 6,0
Тн
5,0 4,0 3,0
4 2
50
20,0
25
10,0
I ст.
2,0
II ст.
III ст. В
1,0
T, годы 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Рис. 1 11
ЛАБОРАТОРНАЯ
РАБОТА
№2.
Оценка
геологической
неоднородности
продуктивного пласта и её учет при геологическом обосновании технологических элементов системы разработки.
Исходные данные: 1. Крупная нефтяная залежь в терригенном продуктивном горизонте Д, в центральной части которой расположен опытный участок размером 4х8 км (рис.1). 2. Основные сведения о залежи: Продуктивный горизонт залегает на глубине 2700 м. Тип коллектора – терригенный. Средняя проницаемость коллекторов составляет 0,370 мкм2. Вязкость пластовой нефти 1,0 МПа. Залежь имела упруговодонапорный режим, быстро переходящий в режим растворенного газа. 3. Схема расположения скважин на опытном участке показана на рис.2. Продуктивный горизонт Д в пределах опытного участка расчленен на три проницаемых прослоя: а, б, в. Толщины горизонта Д и эффективные толщины пластов коллекторов по скважинам в пределах опытного участка приведены в таблице .№1. Методика выполнения работ. 1. Приведенные
исходные
данные
позволяют
количественно
оценить
макронеоднородность продуктивного горизонта Д на рассматриваемом участке путем определения следующих коэффициентов: n
•
коэффициент расчлененности Кр =
∑n i =n
i
N
;
n
•
коэффициент песчанистости Кпч =
∑h i =n n
эф.i
∑h i=n
;
общ .i
S распр.i
•
коэффициент распространения пластов коллекторов Красп =
•
коэффициент слияния пластов Ксл =
•
коэффициент сложности границ распространения коллекторов Кслож =
S
;
S сл. ; S
L ; П 12
где ni – количество проницаемых пластов в разрезе продуктивного горизонта в iтой скважине, N – количество скважин, hэф.i – эффективная толщина продуктивного горизонта в i-той скважине, hобщ.i – общая толщина продуктивного горизонта в i-той скважине, Sраспр.i. – площадь распространения i-того пласта-коллектора в пределах залежи (участка), S – общая площадь залежи (участка), Sсл – площадь зоны слияния соседних пластов, L – сумма длин границ участков распространения коллекторов, П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности) или периметр участка. 2. Обобщение
количественных
значений
рассчитанных
коэффициентов
макронеоднородности дает возможность оценить геологическую неоднородность продуктивного пласта на рассматриваемом участке и характеризовать продуктивный горизонт в целом по залежи. 3. Выполненные
расчеты
и
построенные
карты,
характеризующие
макронеоднородность продуктивного горизонта, можно использовать для выявления особенностей геологического строения опытного
участка
путем выделения
характерных типов разреза продуктивного горизонта и распространение их по площади участка. 4. Учитывая геологическую неоднородность продуктивного горизонта и исходные данные необходимо обосновать выделение объектов разработки, целесообразность воздействия на пласты и вид воздействия, возможную плотность сетки скважин и систему размещения добывающих и нагнетательных скважин и другие возможные мероприятия по совершенствованию системы разработки. Примеры выполнения задания. Работа выполняется в указанной выше последовательности. 1. Рассчитываем
коэффициенты,
характеризующие
макронеоднородность
продуктивного горизонта: а) коэффициент расчлененности n
Кр =
∑n i =n
N
i
=
3 + 2 + 3 + 1 + 1 + 3 + 2 + 0 + 2 + 3 + 3 + 2 + 2 + 2 29 = = 2.1; 14 14 13
В
числителе
показано
количество
пластов
в
разрезе
каждой
скважины,
расположенных в последовательности номеров указанных в табл. №1. Таким образом, продуктивный горизонт Д расчленен в пределах опытного участка в среднем на 2 пласта. б) коэффициент песчанистости n
Кпч =
∑h i =n n
∑h i=n
эф.i
=
23 + 17 + 25 + 9 + 17 + 26 + 12 + 0 + 17 + 26 + 26 + 17 + 17 + 15 247 = = 0.69; 29 + 23 + 31 + 24 + 22 + 30 + 24 + 20 + 23 + 32 + 31 + 25 + 23 + 22 359
общ .i
Для определения Красп, Ксл, Кслож строим карты распространения пластов а, б, в (рис. 3, 4, 5). Определяем эти коэффициенты по картам. в) коэффициент распространения пластов коллекторов, соответственно, для пластов а, б, в. Красп(а) =
S распр.i S
Красп(б ) = Красп(в ) =
=
0,75 = 0,75; 1
0,8 = 0,8; 1
0,85 = 0,85; 1
Коэффициент распространения пластов-коллекторов в среднем по участку К расп =
0,75 + 0,8 + 0,85 = 0,8; 1
г) коэффициент слияния соседних пластов, соответственно, а+б; б+в; Ксл(а + б ) =
S сл. 0,12 = = 0,12; S 1
Ксл(б + в ) = К сл =
0,14 = 0,14; 1
0,12 + 0,14 = 0,13; 1
Примечание: Площади участков для расчета коэффициентов макронеоднородности в данном примере определяем ориентировочно (визуально). д) коэффициент сложности границ распространения коллекторов, соответственно, для пластов а, б, в. Кслож (а) =
Lа 36 = = 0,6; Пуч. 60 14
Кслож (б ) =
30 = 0,5; 60
Кслож (в ) =
12 = 0,2; 60
Сумму длин границ коллекторов определяем ориентировочно (визуально). 2. Анализ проведенных расчетов и построений показывает, что продуктивный горизонт Д характеризуется на опытном участке умеренной неоднородностью. Об этом свидетельствует его средняя расчлененность – 2,1, песчанистость – 0,68, пластыколлекторы распространены на подавляющей части участка, зоны отсутствия каждого пласта имеют локальный характер, и лишь в районе одной скважины №8 совпадают по всем пластам (здесь горизонт непродуктивен по всей толщине). Соответственно, и длина границ замещения коллекторов невелика. Таким образом, в среднем продуктивный горизонт Д характеризуется умеренной геологической неоднородностью. 3. По данным табл. 1 и картам распространения коллекторов можно выделить в пределах изучаемого участка 7 типов разрезов горизонта и построить карту, отражающую распространения этих типов разрезов по площади участка (рис.6). Эти типы разрезов и занимаемые ими площади на опытном участке показаны в таблице №2. Табл.2 № типа разреза
Пласты, объединенные в один тип разреза
Количество скважин, вскрывших определенный тип разреза
% скважин, вскрывших тот или иной тип разреза
1
а, б, в
5
35,7
2
а+б
1
7,15
3
а, б
1
7,15
4
б, в
2
14,3
5
б+в
1
7,15
6
а, в
3
21,4
7
-
1
7,15
Всего 7
7
14
100
Таким образом, на 36% площади изучаемого участка присутствуют все три пластаколлектора, в основном раздельно (тип 1). Эти части площади характеризуются повышенной общей (29-32 м) и эффективной толщиной (23-26 м). 15
Более чем на половине площади присутствуют, в разных сочетаниях, два пласта. В этих зонах общая и эффективная толщина, в среднем, понижены (соответственно 20-25 м и 12-17 м). На 7% площади участка в разрезе продуктивного горизонта Д пласты-коллекторы отсутствуют. 4. Учитывая
умеренную
геологическую
неоднородность
горизонта,
единый
терригенный тип коллекторов, относительно небольшую эффективную толщину (1226 м), значительную глубину залегания горизонта (2700 м), а также наличие мест слияния соседних пластов коллекторов (около 15%), продуктивный горизонт Д следует разрабатывать в виде единого эксплуатационного объекта. Опытный участок, как и всю залежь в горизонте Д, следует разрабатывать с воздействием на нефтяные пласты. Это диктуется большой площадью нефтеносности в целом и присущим ей начальным малоактивным упруговодонапорным режимом. В качестве метода воздействия следует применить заводнение. Благоприятными условиями для этого являются достаточно хорошая проницаемость пластов (0,370 мкм2) и низкая вязкость пластовой нефти (1,0 мПа*с). В условиях широкого распространения пластов на площади залежи, достаточно высокой проницаемости коллекторов и низкой вязкости нефти целесообразно применить внутриконтурное заводнение с «разрезанием» залежи на полосы шириной 4-5 км. По всей площади изучаемой залежи наблюдается закономерное направление распространения полос горизонта с повышенной толщиной и проницаемостью коллекторов (рис.1), что тесно коррелируется с распределением выделенных типов разреза горизонта на изучаемом участке. Учитывая эту закономерность, ряды нагнетательных и добывающих скважин следует расположить вкрест простирания таких полос. Возможное расположение рядов скважин показано на рис.6. ВНЗ следует разбуривать в пределах обоснованной границы, которую необходимо проводить по изопахите нефтенасыщенной толщины не более 2-3 м. Основной фонд добывающих скважин может быть размещен по пятирядной системе с плотностью 30-36 га/скв (600х500 м или 600х600 м). Резервный фонд скважин в количестве 15-20% от основного фонда должен использоваться на участках с повышенной эффективной толщиной (в зонах присутствия всех пластов), а также в слабовырабатываемых и невырабатываемых зонах.
16
Табл.1 № скважины
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Пласты а б в а б в а б в а+б в а б+в а б в а б в а б в а б в а б в а б в а б в а б в а б в
Толщина горизонта, м
29 23 31 24 22 30 24 20 23 32 31 25 23 22
Эффективная толщина пластов-коллекторов, м 8 6 9 7 0 10 7 7 11 9 0 0 17 9 6 11 7 5 0 0 0 0 7 0 10 7 7 12 9 6 11 0 6 11 0 6 11 4 0 11
17
Схема залежи горизонта Д
Условные обозначения: - контуры нефтеносности - рассматриваемый участок - зоны с повышенными толщиной и проницаемостью коллекторов
Рис. 1
18
План расположения скважин
9 10 13 1 11
6
8 12 2
5 3
4
7
14
Рис. 2
19
Карта распространения коллекторов пласта “а” 9 10
II II II
I
I II II
II
II
8
6
II
II
2
5
I II II
II
II
II II
- порода-коллектор
II
I I I II II I I I I II I II I II II I II I I II II I II I II II
II II
I II III I
I I II II
II
4
I II
I
12
II
II
I II II
II
II I
11
I II
I I II I I III I I II II I I I I I I II I II I
II
1
13
I II I I
II I I I II I I I I I I I II I
3
7
14
- непроницаемая порода
- слияние пластов “а” и “б”
Рис.3
20
1 I I I II I I I I I II I I I II I I II I II II
4
2
14
5
8
6
II
12
I I I I I II I I I I I II III III II II
11
II I I II II I II II
9
I II I I I I II II II I II
13
II I I II I I I II I I I I II I I I II I
I II I I II II I I II II I I I II I II I
10
I II I I II I II II I I III I II I
Карта распространения коллекторов пласта “б”
3 7
I I I I I II I I I I II I I I II I I I
- слияние пластов “б” и “в” - порода-коллектор
- непроницаемая порода
- слияние пластов “а” и “б”
Рис.4
21
Карта распространения коллекторов пласта “в” 9
5
II
II I II II II
I
7
6
3
I I I I I I I I II I I I I I I I II II II I I
I I I I I I II I I I I II I
14
II
II I I I II I I I I I II
I II I I I I I II I I II II I
4
II
I II
I I II II
2 I I II I II I I II I II II I I II
II I II I I I II I I II I I I II I
12
8
I
11
II II I
1
II
13
I II I I II II I II II I
II
II
II
10
I II I I I I II I I I I I II II I I I I
- порода-коллектор
- непроницаемая порода
- слияние пластов “б” и “в”
Рис.5
22
Карта типов разреза горизонта Д
Условные обозначения: Типы разреза:
а б в
а б -
а б -
а в
б в
б в
-
1
3
2
6
4
5
7
Предполагаемые ряды эксплуатационных скважин: - нагнетательных - добывающих
Рис.6
23
ЛАБОРАТОРНАЯ
РАБОТА
№3.
Геологическое
обоснование
выбора
эффективных систем разработки нефтяных залежей.
Исходные данные: По четырем залежам нефти в терригенных пластах с различной геолого-физической характеристикой имеются следующие сведения: 1. Схемы расположения скважин и положение контуров нефтеносности по залежам №№ 1, 2, 3, 4 (рис.1). 2. Геологические параметры пластов-коллекторов и свойства пластовой нефти (таблица 1). 3. Первичные результаты пробной эксплуатации разведочных скважин (таблица 2). Методика выполнения работ. Каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, предусматривающим ту систему разработки, которая с экономических и технологических позиций наиболее рациональна для данного месторождения с его геолого-физическими особенностями. 1. При обосновании выбора рациональной (эффективной) системы разработки учитывают целый комплекс различных геолого-физических параметров влияющих на принятие тех или иных технологических мероприятий
и на эффективность
извлечения запасов нефти в целом. Для выполнения данного задания необходимо, прежде всего, показать основные геолого-физические факторы, которые следует учитывать при выборе эффективных систем разработки нефтяных залежей. 2. Из перечисленных факторов, необходимо выделить те геолого-физические факторы, которые
являются
определяющими
для
обоснования
систем
разработки
рассматриваемых четырех залежей нефти с геологической характеристикой, показанной в исходных данных, провести систематизацию и обобщение результатов первичных промыслово-геологических исследований, наиболее значимых при выборе системы разработки. 3. Используя
выделенные
геолого-физические
параметры
следует
обосновать
эффективную систему разработки по каждой залежи и дать рекомендации на применение технологических мероприятий для совершенствования их разработки. Примеры выполнения задания. 1. Перечисляем основные геолого-физические факторы, которые следует учитывать при выборе эффективных систем разработки нефтяных залежей: •
размеры и форма залежи; 24
•
природный режим залежи и ее термобарическая характеристика;
•
тип коллектора;
•
фильтрационные свойства пластов;
•
общая и эффективная толщины эксплуатационного объекта;
•
характер и степень геологической неоднородности;
•
вязкость пластовой нефти;
•
глубина залегания эксплуатационного объекта.
2. Анализ исходного материала позволяет выделить залежи №1 и №2, геологофизическая характеристика которых предопределяет
выбор систем разработки,
зависящий от их природного режима. Обе эти залежи имеют небольшие размеры – 5х7 км; сравнительно высокие фильтрационные свойства – проницаемость изменяется в пределах 574·10-15-755·10-15 м2, достаточно однородное строение пластов и невысокую вязкость пластовой нефти – 3,3-3,5 МПа·с. В таких геологических условиях в зависимости от природного режима высокоэффективными являются системы разработки либо на естественном режиме вытеснения нефти водой, либо системы с законтурным (приконтурным) заводнением. Следовательно, для обоснования эффективных систем разработки по залежам №1 и №2 необходимо установить их природные режимы. 3. Определяем для залежи №1 и №2 их природные режимы. Для этого построим графики разработки этих залежей в период их пробной эксплуатации (рис.2). Для построения графиков используем первичные данные из таблицы 2 и составляем таблицу 3 «Показатели пробной эксплуатации залежей №1 и №2». Среднее
пластовое
давление
(Рпл.)
определяем
по
месяцам
как
среднеарифметическое их всех замеров по скважинам. Пример. Среднее Рпл по залежи №2 в июле 1989 г. составляло: Рпл =
17,8 + 18,0 + 18,0 + 17,9 = 17,92МПа; 4
Добычу нефти по залежи ( Qнзал ) в каждом месяце определяем, как сумму добычи нефти по скважинам, работающим в течение этого месяца: n
Qнзал = ∑ Qнскв ; i =1
Добыча нефти по скважине ( Qнскв )определяется как произведение среднесуточного дебита скважины на число дней эксплуатации: Пример. По скв.№1 залежи №2 в июле 1989 г. добыто нефти:
25
Qнскв = 160.0т / сут ⋅ 31сут = 4960т / мес. А по залежи №2 в целом в июле 1989 г. добыто нефти:
Qнзал = Qнскв1 + Qнскв 3 + Qнскв 4 = 4960 + 6355 + 8928 = 20243т / мес. Добыча жидкости (весовая) по залежи ( Qжзал ) определяется как сумма добычи нефти и воды в каждом месяце. Пример. По залежи №2 в июле добыча жидкости составит: Qжзал 2 = Qнзал 2 + Qвзал 2 Добычу воды по залежи №2 ( Qвзал 2 ) определяем как сумму добычи воды по всем скважинам, работавшим в этом месяце. Qвзал 2 = Qвскв1 + Qвскв 3 + Qвскв 4 Добыча воды по каждой скважине определяется как произведение среднесуточной добычи воды ( q в ) на число дней эксплуатации ( t сут ). Qвскв1 = q в ⋅ t сут = 47,5 ⋅ 31 = 1472,5т / мес.
Таким образом Qжзал 2 = Qнзал 2 + Qвзал 2 = 20243 + 1472,5 = 21715,5т / мес. Обводненность продукции определяется как отношение добычи воды к добычи жидкости в этом месяце. Пример. Обводненность продукции ( B,% ) по залежи №2 в июле месяце составила: B=
Qвзал 2 1472,5 = ⋅ 100% = 6,8% зал 2 21715,5 Qж
Используя данные таблицы 3, строим графики разработки по залежам №1 и №2 (рис.2). Анализ графиков показывает: Залежь №1 обладает упруговодонапорным режимом, так как по ней в период пробной эксплуатации происходило постоянное снижение пластового давления как во время наращивания добычи за счет ввода в пробную эксплуатацию новых скважин, так и в период стабильной добычи, когда работали все пробуренные скважины. Залежь №2 обладает водонапорным режимом, так как по ней наблюдалось небольшое снижение пластового давления в период максимального увеличения отбора нефти, а при стабилизации уровня добычи стабилизировалось и пластовое давление.
26
Табл. №3 Показатели пробной эксплуатации залежей №1 и №2.
1. Рпл, Мпа 2. Добыча нефти, тыс.т. 3. Добыча жидкости, тыс.т. 4. Обводненность, %
Апрель, Май, 1989 г. 1989 г. Залежь №1 16,0 15,9 2,500 5,895 2,500 5,895 -
1. Рпл, Мпа 2. Добыча нефти, тыс.т. 3. Добыча жидкости, тыс.т. 4. Обводненность, %
Залежь №2 18,0 18,0 6,520 15,915 6,520 15,915 -
Показатели
Июнь, 1989 г.
Июль, 1989 г.
Август, 1989 г.
15,75 11,040 11,040 -
15,65 11,253 11,253 -
15,55 11,020 11,020 -
17,95 19,900 20,650 3,6
17,92 20,243 21,715 6,8
17,92 18,848 22,506 16,2
4. Проведенные исследования позволяют перейти к обоснованию выбора эффективных систем разработки для залежей №1 и №2. Залежь №1 имеет небольшие размеры, сравнительно высокую продуктивность, низкую вязкость и геологическую неоднородность продуктивного пласта, что позволяет рассматривать возможность применения на ней щадящих систем разработки – на естественном
природном
(приконтурным)
режиме
заводнением.
вытеснения Однако,
нефти
учитывая,
водой что
или
законтурным
залежь
обладает
упруговодонапорным режимом и даже в процессе пробной эксплуатации имело место довольно интенсивное снижение пластового давления, на этой залежи следует рекомендовать применение законтурного (приконтурного) заводнения. Залежь №2, так же как и залежь №1, имеет небольшие размеры и благоприятные для разработки геолого-физические условия. Но, в отличие от залежи №1, она обладает природным
водонапорным
режимом,
обуславливающим
восполнение
природной
пластовой энергии в процессе разработки за счет активной водонапорной системы. Это позволяет рекомендовать применение на залежи №2 системы разработки на естественном природном режиме. По
вопросу
о
планировании
технологических
мероприятий
с
целью
совершенствования системы разработки можно рассмотреть схему размещения скважин и плотность сетки по залежам №1 и №2. Добывающие скважины рекомендуется размещать кольцевыми рядами параллельно контуру нефтеносности в пределах внутренефтянного контура. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами может быть принято равным 600 м, то есть плотность сетки скважин – 36 га/скв. Нагнетательные скважины по залежи №1 целесообразно 27
расположить в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности, чтобы сократить отток закачиваемой воды в законтурную область. Один из возможных вариантов размещения проектных скважин, показан на рис.4. Далее рассматриваем оставшиеся залежи №3 и №4, выбор систем разработки для которых
определяется
степенью
и
характером
геологической
неоднородности
продуктивного пласта. Залежи №3 и №4 имеют значительные размеры 9х11 км. Это предопределяет необходимость применения для обеих залежей внутриконтурного воздействия. Вязкость пластовой нефти по обеим залежам относительно невелика 4,4-5,5 мПа·с, что дает основание рекомендовать в качестве метода воздействия на пласт внутриконтурное заводнение. В этих условиях выбор вида внутриконтурного заводнения и особенности размещения на залежах добывающих и нагнетательных скважин определяется степенью и характером неоднородности пластов и продуктивностью скважин. Определяем по залежи №3 степень и характер микронеоднородности, т.к. анализ первичных
данных
показывает
большую
изменчивость
именно
этого
вида
неоднородности. Залежь №3 при общей высокой продуктивности обладает высокой степенью микронеоднородности продуктивного пласта – проницаемость меняется в широком диапазоне значений от 120·10-15 м2 до 800·10-15 м2. Дебиты опробованных скважин также существенно различаются – от 62 до 242 т/сут. Поэтому для залежи №3 характер геологической неоднородности выясняем путем построения карты проводимости пласта – Пр=Кпр·h. Вначале на основании данных таблицы №1 определяем значения проводимости по каждой скважине: Прi=Кпрi·hi,
где
Прi – проводимость пласта в i-той скважине, Кпрi – коэффициент проницаемости, hi – нефтенасыщенная толщина пласта в i-той скважине. Пример. Проводимость пласта в скв. №6 равна: Пр6 = 720·10-15·6,0 = 12960·10-15 м3 Затем по рассчитанным значениям проводимости строим карту проводимости пласта по залежи №3 (рис.3). На карте видно, что для залежи №3 характерно четко выраженное чередование полосообразного залегания участков с улучшенной и ухудшенной проводимостью пласта. 28
Залежь №4 приурочена к сравнительно однородному пласту, но с низкими фильтрационными свойствами. Его проницаемость меняется в узком диапазоне -15
120·10
2
-15
м до 136·10
от
2
м , а дебиты скважин от 16,0 до 18,4 т/сут.
Анализ рассмотренных материалов позволяет, в первом приближении, обосновать выбор эффективных систем разработки для залежей №3 и №4. Залежь №3. Большие размеры, сравнительно высокая общая продуктивность залежи, значительная степень неоднородности пласта и чередование полос высокой и низкой проводимости, невысокая вязкость пластовой нефти позволяет рекомендовать разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на полосы шириной порядка 4-5 км с размещением в них пяти рядов добывающих скважин. Залежь №4 приурочена к довольно однородному, но малопродуктивному пласту с низкими фильтрационными свойствами, при среднем значении вязкости пластовой нефти. В этих условиях наиболее целесообразно применение площадных систем разработки. Для этой залежи можно рекомендовать 5-точечную площадную систему. Далее планируем размещение добывающих и нагнетательных скважин по залежам №3 и №4. По залежи №3 скважины следует располагать рядами вкрест простирания полос с улучшенной проводимостью. Расстояние между нагнетательными скважинами в рядах 500 м, при ширине полос 4км. Расстояние между добывающими рядами 600 м, а между скважинами в рядах также 600 м. В полосе размещается 5 рядов добывающих скважин. Нагнетательные ряды отстоят от первых рядов добывающих скважин на 800 м. По залежи №4 добывающие и нагнетательные скважины размещаются по пятиточечной
схеме
при
расстоянии
между
добывающими
и
нагнетательными
скважинами – 600 м. Один из вариантов размещения скважин показан на рис.4.
29
Табл. №1 Фильтрационные свойства пластов и свойства нефти. Толщина пласта № скв.
эффективная, м
нефтенасыщенная, м
1 2 3 4 5
10,2 9,8 10,6 12,4 13,8
10,2 9,8 12,4 -
1 2 3 4 5
14,6 14,0 15,2 14,8 15,8
14,6 15,2 15,8
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
20,0 8,0 18,0 17,8 17,8 18,0 17,2 6,0 17,2 18,0 14,7 4,0 12,0 14,0 8,9
20,0 18,0 17,8 17,8 18,0 6,0 17,2 18,0 14,7 4,0 12,0 8,9
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
8,2 8,6 8,0 9,2 8,5 8,4 8,6 8,2 8,6 9,8 8,2 8,8 8,8 9,2 9,0
8,2 8,6 9,2 8,4 8,6 8,2 8,2 8,2 8,8 8,8 9,2 9
Свойства нефти Проницаемость, х10-15м2
вязкость в пластовых условиях, МПА·с
Залежь №1 625 574 643 722 755 Залежь №2 840 825 844 860 883 Залежь №3 800 350 720 710 700 720 580 300 600 720 510 120 250 300 280 Залежь №4 120 122 125 134 124 126 128 120 124 136 121 129 126 132 130
объемный коэффициент
плотность, г/см3
3,4 3,5 3,3 -
1,16 1,16 1,16 -
0,860 0,860 0,860 -
2,0 2,2 1,8
1,18 1,18 1,18
0,830 0,830 0,830
5,6 5,4 5,4 5,5
1,14 1,14 1,14 1,14
0,870 0,872 0,872 0,872
4,4 4,4 4,4 4,4
1,15 1,15 1,15 1,15
0,865 0,865 0,865 0,865
30
Табл. №2 Данные пробной эксплуатации Апрель, 1989 г. № скв.
1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 2 4 7 9 11 15 4 5 7 9 10 13
Май, 1989 г.
Июнь, 1989 г. Рпл, Мпа
Qн, т/с
Qв, м3/с
Число дней работы
Рпл, Мпа
Qн, т/с
Qв, м3/с
Число дней работы
Залежь №1 107 121 150 -
30 30 28 -
15,1 15,7 15,9 15,7 15,9
100 118 145 -
-
31 31 31 -
15,0 15,6 15,8 15,6 15,8
97,5 116 142 -
-
31 31 31 -
17,8 18,0 18,0 18,0 -
Залежь №2 180 25 205 285 -
30 30 30 -
17,8 18,0 18,0 17,9 -
160 205 288 -
47,5 -
31 31 31 -
17,8 18,0 18,0 17,9 -
100 208 300 -
118 -
31 31 31 -
21,9 21,8 21,9 21,7 21,9
Залежь №3 242 239 170 62 -
30 30 30 16
21,9 21,7 21,8 21,7 21,9
220 210 154 70
-
31 31 31 31
21,8 21,7 21,7 21,6 21,8
218 190 152 63
-
31 31 31 31
10,1 19,4 19,3 -
Залежь №4 18 15,8 17,3 12 -
30 30 30 30
19,0 19,4 19,2 19,1 19,4
18 16 17 12
-
31 31 31 31
18,8 19,1 18,9 19,2
17,5 15,4 16,6 11,5
-
31 31 31 31
Qн, т/с
Qв, м3/с
Число дней работы
Рпл, Мпа
Qн, т/с
Qв, м3/с
Число дней работы
Рпл, Мпа
16,0 16,0 -
130 -
-
20 -
15,8 16,0 16,0
117 126 -
-
31 18 -
15,3 15,8 15,9 16,0
22,0 22,0 22,0 19,5 19,5 19,5 19,5 -
200 200 316 187 19 18 -
-
26 6 11 28 16 8 -
18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 22,0 21,9 22,0 22,0 21,8 19,3 19,5 19,5 19,4 -
200 205 280 276 258 175 18 16 17 -
-
31 31 12 31 21 31 31 22 31 -
Август, 1989 г.
Число дней работы
Рпл, Мпа
18,0 18,0 18,0 -
Июль, 1989 г.
Qн, т/с
Qв, м3/с
31
Расположение скважин и контуров нефтеносности Залежь №3 М 1:100 000
Залежь №1 М 1:100 000
Залежь №4 М 1:100 000
5 4
1
12
1
5 1 2
11
10
11
13
Залежь №2 М 1:100 000
14
3 9
2
15
11
5
2
4
3
15
6
3
8
4
9
2
6
10
12
1
8
13
7
4 3
7
5
Условные обозначения: - внешний контур нефтеносности - внутренний контур нефтеносности 7 - пробуренные разведочные скважины
Рис.1
32
Графики показателей пробной эксплуатации залежей №1 и №2 Залежь №1
Qж, Qн , Рпл, тыс.т тыс.т МПа 12 12 16,2
Qж
Рпл
16,0 10
Залежь №2
% Qж, Qн , обводн. тыс.т тыс.т Рпл, МПа 25 25 25 18,2
18,0
10 20
20
20
15,8
Qн
17,8
Рпл 8
8
Qн , Qж
15,6
6
6
15
15
15
15,4
10
10
10 17,2
4 15,0
17,0 5
2
5
5
2 14,8
0
Qн
17,4
15,2 4
17,6
16,8
0
0
IV
V
VI
Месяцы
VII
0
VIII
0
16,6
IV
V
VI
Месяцы
VII
VIII
Рис.2
33
Карта проводимости продуктивного пласта
Залежь №3 М 1:50 000
Условные обозначения: - изолинии проводимости Кпр h . 7 - пробуренные разведочные скважины
Рис.3
34
Залежь №3 М 1:100 000
Залежь №1 М 1:100 000
Залежь №4 М 1:100 000
5 1 4
3 2
Залежь №2 М 1:100 000 5 1 2
4 3
Условные обозначения: - проектные добывающие скважины, - проектные нагнетательные скважины. Остальные обозначения на рис.1 Рис.4
35
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №4. Регулирование разработки залежи нефти с целью сокращения возможных потерь нефти в условиях вытеснения нефти водой.
Исходные данные: 1. Залежь
нефти
в
терригенном
макронеоднородном
продуктивном
пласте
разрабатывается с применением внутриконтурного заводнения с «разрезанием» рядами нагнетательных скважин на блоки. В залежи имелось начальное пластовое давление (Рпл) равное Рпл=18,5 МПа, давление насыщения нефти газом Рнас=9,0 МПа. Плотность сетки добывающих скважин – 30 га/скв. 2. Схема разработки залежи с применением внутриконтурного заводнения путем «разрезания» на блоки (один из пластов многопластового объекта). На схеме отражены разновидности участков залежи с осложненными условиями дренирования пласта (рис.1). Методика выполнения работ. При разработке залежи в макронеоднородном пласте вследствие технологических особенностей процесса вытеснения при «разрезании» залежи могут иметь место возможные потери нефти в таких элементах пласта как: •
линзы коллекторов;
•
тупиковые зоны в прерывистом пласте;
•
зоны пласта, удаленные от линий разрезания, при недостаточности воздействия на них заводнением;
•
малопроницаемые участки пласта;
•
участки пласта между скважинами, разрезающих рядов;
•
участки
пласта
между
первоочередными
добывающими
скважинами
разрезающих рядов; •
участки между добывающими скважинами, не вовлеченные в работу вследствие неоднородности пласта и стационарности линий тока;
•
неразбуренные участки;
На приведенной схеме разработки необходимо выделить участки с разными видами потенциальных потерь и объяснить причины обособления этих участков из общего процесса вытеснения нефти из пласта. Затем, для каждого из недренируемых участков необходимо обосновать возможные способы включения их в процесс вытеснения (мероприятия по регулированию 36
разработки). Показать принципиальное изменение характера распределения давления в пласте (в виде профиля давления) в результате интенсификации воздействия. Пример выполнения задания. 1. В продуктивном пласте, показанном на рис.1, ожидается потери нефти на следующих участках: •
в области I – в линзе, экранированной от влияния процесса воздействия «кольцевой» зоной непроницаемых пород;
•
в блоке II возможны потери нефти на участках между добывающими скважинами центрального стягивающего ряда вследствие неравномерного перемещения контуров нефтеносности (ускоренное движение их в районах расположения забоев скважин). Подобные потери следует ожидать и в стягивающих рядах на других блоках;
•
в блоке III участками возможных потерь нефти являются тупиковые зоны у границ имеющейся здесь значительной площади отсутствия коллекторов. Тупиковые зоны – это участки между последними от разрезающего ряда добывающими скважинами и границей распространения непроницаемых пород. Эти зоны испытывают воздействие от нагнетания воды, но после обводнения добывающих
скважин
последнего
ряда
останутся
невыработанными.
В
рассматриваемом примере одна тупиковая зона расположена слева от площади отсутствия коллекторов вблизи её южной нефти, другая – справа от этой площади, вдоль её восточной границы (см. рис.2); •
в блоке IV значительная часть запасов нефти может остаться в зоне низкого динамического пластового давления. Последнее указывает на то, что центральная часть блока не охвачена влиянием закачки воды;
•
в блоке V может оказаться недостаточно выработанным участок, где продуктивный пласт имеет низкую проницаемость. Обычно такие участки слабо охватываются процессом воздействия, пластовое давление в них резко снижается, пробуренных по основной сетке скважин оказывается недостаточно для выработки этого участка;
•
в 3-ем и во всех других разрезающих рядах целики нефти могут остаться между нагнетательными скважинами вследствие того, что потоки нагнетаемой воды устремляются от каждой нагнетательной скважины в направлении к области сниженного давления, то есть к забоям действующих добывающих скважин. В 37
результате участки между нагнетательными скважинами могут остаться не промытыми водой; •
неизвлеченной может остаться нефть в периферийной зоне залежи у внешнего контура нефтеносности, не разбуренной вследствие малой нефтенасыщенной толщины пласта.
2. Для полноценного включения в разработку целесообразно осуществить следующие мероприятия (показано в порядке, принятом в вышестоящем пункте 1 и отражено на рис.2). В блоке I на линзовидном участке залежи следует одну из пробуренных скважин освоить под нагнетание воды. В блоке II (и в подобных случаях в других блоках) во избежание потерь нефти в стягивающем центральном ряду возможно на завершающем этапе разработки блока часть скважин (через одну) освоить под нагнетание воды. При редкой сетке скважин возможно уплотнить этот ряд новыми скважинами, ввести их в эксплуатацию, а обводнившиеся скважины освоить под закачку воды. В блоке III для сокращения потерь в тупиковых зонах можно пробурить дополнительные добывающие скважины в непосредственной близости к границам площади отсутствия коллектора. В блоке IV задачу ввода в активную эксплуатацию центральной части блока можно решить несколькими путями: а) для
уменьшения
гидродинамического
экранирования
внутреннего
ряда
добывающими скважинами внешних рядов можно уменьшить отборы жидкости из последних. Это обеспечит рост пластового давления в центральной части блока; б) организовать очаговое заводнение – перевести несколько добывающих скважин центрального ряда под закачку воды; в) увеличить давление нагнетания воды в скважины 4-го и 5-го рядов нагнетательных скважин. Возможное совмещение названных мероприятий в разных сочетаниях. Для выбора варианта необходимо выполнить детальное геологическое изучение строения пласта в блоке и гидродинамические расчеты. В блоке V уменьшение потерь нефти на низкопроницаемом участке пласта может быть достигнуто созданием очагового заводнения с размещением нагнетательных
38
скважин в высокопроницаемой зоне вблизи границ участка, в сочетании с уплотнением сетки добывающих скважин в пределах расположения низкопроницаемого коллектора. В разрезающих рядах образование целиков нефти между скважинами следует предотвратить путем рациональной последовательности операций по освоению скважин в разрезающем ряду. Эту работу целесообразно вести в следующей последовательности: а) после бурения использовать все скважины разрезающего ряда в качестве добывающих на нефть и вести их интенсивную эксплуатацию для снижения пластового давления на линии разрезания; б) по истечению 2-3 месяцев добычи нефти освоить скважины этого ряда под нагнетание воды через одну. С этого времени половину скважин ряда использовать в качестве нагнетательных, а промежуточные продолжать эксплуатировать на нефть с возможно более высокими дебитами. Этим обеспечивается распространение нагнетаемой воды вдоль разрезающего ряда; в) после обводнения промежуточных скважин освоить и их под нагнетание воды. В результате реализации такой схемы освоения нагнетательного ряда вдоль него создается непрерывный водонефтяной вал, и образования целиков нефти между скважинами сводится до минимума. Из неразбуренной периферийной зоны залежи часть нефти может быть вытеснена в разбуренную часть залежи под воздействием естественного напора контурных вод. При незначительной активности законтурной области запасы нефти в неразбуренной части могут быть отнесены к забалансовым или учтены при определении проектного коэффициента нефтеизвлечения по залежи в целом. 3. Изменение характера распределения пластового давления показано на примере IV блока в результате освоения очагового заводнения в центральном ряду (см. рис.3).
39
Схема разработки залежи путем “разрезания” на блоки (один из пластов многопластового объекта) 2-ой ряд
3-ий ряд
4-ый ряд 5-ый ряд
1-ый ряд
6-ой ряд
Блок 5 Блок 1
Блок 2
Блок 4
Блок 3
Условные обозначения: Пробуренные скважины основного ряда: - добывающие -нагнетательные -возможные целики между нагнетательными скважинами - текущие контуры нефтеносности
- зона с низким пластовым давлением (Рпл30; в приведенном случае из-за весьма высокой вязкости оно не применимо. Нужно находить иные способы воздействия. Суть некоторых из них будет рассматриваться в последующих лекциях. Задание 6.
Исходные данные: Sзал.=11х4 км; μо=2,0; Красчл.≈2; К прон.~0,5мкм2. Пласт залегает повсеместно (рис.3.7). Вопросы: См. вопросы задания №1. Примерные ответы: 1. При такой геолого-физической характеристике возможны: а) природный водонапорный режим при наличии активной законтурной области и хорошей связи залежи с законтурной областью; б) отсутствие водонапорного режима при хорошей связи залежи с законтурной областью; в) отсутствие водонапорного режима и отсутствие связи залежи с законтурной областью. 2. В первом случае (а) следует разрабатывать залежь без воздействия. Во втором случае (б) можно применить законтурное заводнение. В третьем случае (в) возможно приконтурное заводнение. 3. Во всех случаях добывающие скважины располагают в пределах внутреннего контура нефтеносности. Два кольцевых ряда и один прямолинейный (стягивающий) – по длинной оси (рис.3.7а). Формируют равномерно-переменную сетку близкую к треугольной. Плотность сетки скважин около 30 га/скв. Нагнетательный ряд скважин располагают в ВНЗ, внешний эксплуатационный ряд несколько отдаляют от внутреннего контура нефтеносности. Добывающие скважины размещают в том же порядке, что и в первом случае (а). 4. Тн.мах~9-12% от НИЗ; ηкон. ~0,6-0,65; ВНФ