Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки месторождений нефти
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
лее плотных сеток скважин.
Особо неблагоприятные условия отмечаются для залежей с ?о>10: залежь быстро обводняется, содержание воды в продукции достигает 80-90%, скважины характеризуются длительным водным периодом эксплуатации.
Следовательно, эксплуатация скважин до их полного обводнения (не менее 97-99% обводненности), особенно скважин, расположенных в зонах выклинивания и в зонах стягивания контура нефтеносности, является вполне рентабельной.
О целесообразности длительной эксплуатации высокообводненных скважин свидетельствуют результаты анализа на ряде месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной области по скважинам с обводненностью более 80 %. Установлено, что отбор нефти на одну скважину после обводнения более чем на 80 % достигает 5-10 % от суммарного отбора нефти за весь период работы скважины (а в отдельных случаях, например, на месторождении Вэлли в США, значительно больше). За период эксплуатации с обводненностью более 95 % добывается 1,5 % от суммарного отбора. Продолжительность эксплуатации скважин действующего фонда с обводненностью более 80 % в среднем составляет 3,6-5,3 года.
Весьма полезно проведение форсированной эксплуатации в обводненных скважинах. Практика проведения таких работ в Чечено-Ингушетии и Азербайджане показала увеличение нефтеотдачи в обводненных пластах с малой вязкостью нефти на 2-3 и даже 10-12 %.
.3 Анализ темпа разработки
Темпом разработки называют величину отбора жидкости из залежи за год, выраженную в процентах от начальных извлекаемых (или начальных балансовых) запасов нефти. В дальнейшем при анализе будут рассматриваться темпы разработки по отношению к начальным извлекаемым запасам.
В 1968 г. было принято целесообразным устанавливать темп разработки до 10-12 % в год. Однако такой темп может быть достигнут лишь на залежах сравнительно небольшого размера с благоприятной геологической характеристикой при применении заводнения или при наличии эффективного естественного водонапорного режима.
На большинстве залежей со средней геологической характеристикой обычно применяется отбор не более 6-8 % от начальных извлекаемых запасов нефти. На залежах с низкой проницаемостью коллекторов и большой вязкостью нефти (более 4-5 мПатАвс) даже при интенсивных системах воздействия на пласт удается достигнуть отбор жидкости не более 4-5 /о в год. Такой же отбор имеет место и на весьма крупных залежах даже при хороших коллекторских свойствах и невысокой вязкости нефти, что связано с длительным периодом их освоения.
В связи с прогрессирующим обводнением залежи и уменьшением добычи нефти возникает важная задача выбора соответствующих темпов отбора жидкости в целях более полного извлечения запасов нефти в процессе эксплуатации. Этот вопрос детально рассмотрен М. М. Ивановой.
Согласно исследованиям М. М. Ивановой, третья стадия разработки завершается при снижении темпа добычи нефти примерно до 2 % в год от начальных извлекаемых запасов. В связи с этим отбор жидкости из пласта, минимально необходимый для обеспечения в конце третьей стадии такого темпа годовой добычи нефти, зависит от того, при каком обводнении продукции заканчивается основной период. Ниже приводятся величины этих показателей, рекомендуемые М. М. Ивановой:
Обводненность продукции к концу третьей стадии, % ...30405060708085909597Минимально необходимый темп отбора жидкости в конце третьей стадии, % от начальных извлекаемых запасов ....2,93,34571014204067
Из приведенных данных следует, что для обеспечения оптимальной динамики добычи нефти, например, по залежам, завершающим основной период разработки с обводненностью 70%, необходимый в конце третьей стадии темп отбора жидкости должен быть не менее 7 %. Если темп отбора жидкости во второй стадии был значительно выше 7 %, то в третьей стадии он может снижаться. При этом среднегодовое снижение должно быть таким, чтобы обеспечить к концу основного периода разработки достаточное извлечение запасов. При максимальном темпе отбора жидкости, близком к 7%, в третьей стадии он может сохраняться постоянным. На залежах с темпом отбора жидкости во второй стадии ниже 7 % в третьей стадии, а иногда уже в конце второй стадии необходимо обеспечить его увеличение.
Аналогичное замечание может быть сделано и для других значений обводненности продукции в конце основного периода. Таким образом, динамика отбора жидкости во многом определяется геолого-физическими условиями залежей.
В третьей стадии уменьшение или сохранение темпа отбора жидкости более характерно для высокопродуктивных залежей с маловязкими нефтями и сравнительно монолитным строением пластов и, наоборот, значительное увеличение отбора жидкости отмечено на залежах, характеризующихся маловязкими нефтями с неоднородным строением продуктивных пластов, с большими водонефтяными зонами. Резкое увеличение отбора жидкости отмечается на залежах с повышенной вязкостью нефти. Следует иметь в виду, что в ряде случаев недостаточный темп отбора явился основной причиной преждевременного снижения добычи нефти и раннего вступления залежи в завершающую стадию разработки.
Максимальные темпы отбора жидкости на объектах Волго-Урала составляют 12,3-12,6 % в год от извлекаемых запасов и минимальные 3,2-4,0 %.
Как правило, темпы разработки в основной период эксплуатации (I, II и НГ стадии) тем выше, чем больше гидропроводность пласта. Для крупных объектов темпы разработки обычно ниже, чем для средних и малых объектов. Наконец, для маловязких нефтей темпы о?/p>