Способы регулирования систем разработки нефтяных месторождений

Содержание

	с.
Введение…………………………………………………………………………..	4
1 Основные показатели разработки нефтяных залежей и способы их определения ……………………………………………….……………………...	6
2 Анализ текущего состояния разработки и динамика основных показателей разработки на примере участка нефтяной залежи …………………………….	10
3 Описание применяемых методов контроля разработки залежи…………….	15
3.1 Контроль за освоением скважин………..……………………………...	15
3.2 Контроль за техническим состоянием скважин.………………………	20
3.3 Контроль за выработкой запасов...……………………………………..	21
4 Способы регулирования систем разработки нефтяных залежей……………	23
5 Определение положения зон пониженной фильтрации и застойных зон на участке залежи …………………………………………………………………...	27
6 Выбор метода регулирования процесса извлечения нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи………………………………..…........	33
7 Выводы и рекомендации ………………………………………………………	36
Список использованных источников……………………………………………	38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Большинство крупных и средних по запасам нефтегазовых месторождений нашей страны находятся на поздней стадии разработки. Эти месторождения, обладая еще значительными остаточными запасами углеводородов, характеризуются высокой обводненностью продукции скважин и сложной структурой распределения остаточных запасов. Стабилизация добычи нефти и вовлечение в эксплуатацию остаточных запасов требуют совершенствования системы контроля разработки. Каждый объект разработки обладает существенными отличиями, поэтому вопросы оптимальной системы контроля являются актуальными, требующими к тому же определенного искусства их решения [1].

Основная цель контроля процесса заключается в получении  информации о характере заводнения продуктивных пластов и распределении  текущих остаточных запасов нефти  в первоначальном объеме залежей. Эта задача обычно решается геофизическими исследованиями лишь в специальных оценочных скважинах. Локализованная разовая информация о состоянии заводнения пласта не может быть достаточно представительной, отвечающей требованиям выбора средств и методов воздействия на процесс заводнения залежей [2].

Разработка нефтяных месторождений в условиях заводнения залежей – сложнейший технологически й процесс, протекающий при непостоянных, изменяющихся во времени условиях и не поддающийся непосредственному наблюдению. Поэтому эффективные показатели процесса разработки нефтяных месторождений и высокую конечную нефтеотдачу можно получить только при соответствующем действенном и эффективном регулировании [2].

Но целью регулирования разработки нефтяных месторождений является не только повышение конечной нефтеотдачи пластов. Эффективность показателей значительно повышается при увеличении темпа или сокращении периода разработки месторождения и уменьшении объема капитальных затрат и труда. Поэтому главные задачи регулирования разработки заключаются в обеспечении наиболее благоприятного соотношения всех показателей ее.

По степени важности и сложности методы регулирования  разработки нефтяных месторождений  в современных условиях представляют собой комплексную проблему нефтепромысловой науки и практики.

Разумеется, эффективное  регулирование процесса разработки нефтяного месторождения немыслимо  без соответствующего контроля за динамикой  показателей извлечения нефти. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных месторождений – взаимозависимые и неотделимые стороны одной проблемы [2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Основные  показатели разработки нефтяных  залежей и способы их определения

 

 В практике анализа  процесса выработки запасов месторождения  используется комплекс технологических показателей. Основные показатели разработки объекта приведены в таблице 1. При определении показателей необходимы данные о величине балансовых запасов нефти, площади залежи, плотности нефти, воды и объемном коэффициенте нефти. На основе таблицы проводится построение графиков технологических показателей разработки.

Для решения задач  контроля и получения надежных результатов  требуется обеспечение качественного  геолого-промыслового материала о  текущем состоянии разработки залежи. Исходная информация должна содержать достоверное представление геологического строения объекта, величины балансовых запасов нефти, воды и жидкости, объемов закачки, проведенных мероприятий на данном объекте.

Используя первичную  информацию можно провести простой анализ, сопоставление технологических показателей разработки месторождений, фактических и проектных показателей разработки залежи, выяснить причины отклонения.

Сравнение показателей  разработки (интегральных – нефтеотдачи, ВНФ) нескольких объектов лучше проводить в координатах безразмерных параметров. На ранних стадиях разработки, вследствие неустойчивости обводнения продукции залежей, используются зависимости нефтеотдачи от безразмерного времени τ. На поздней стадии – графики нефтеотдачи от обводненности продукции. Рекомендуется также использовать синтетические зависимости нефтеотдачи от ВНФ и ВНФ=f(обводненности или τ), рисунок 1.

Рисунок 1 – Динамика текущего коэффициента нефтеотдачи  Чекмагушевской группы месторождений

 

Как известно, коэффициент  нефтеотдачи, ВНФ во многом зависят от геолого-физических условий. По этой причине исследование эффективности применяемой технологии разработки на рассматриваемом месторождении следует проводить в группе объектов, родственных по геолого-физическим параметрам. Родственность определяется при помощи классификации объектов [1].

 

Таблица 1 – Таблица  основных показателей разработки

Годы

Годовой отбор (пов. усл.), тыс.т

Годовой отбор (пл. усл.), тыс. м3

Накопленный отбор (пов. усл.), тыс.т

Накопленный отбор (пл. усл.), тыс. м3

% обводненности

Nд скв.

N’ скв.

нефти

воды

нефти

воды

жидкости

нефти

воды

нефти

воды

жидкости

объемн.

весов.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Календарные годы разработки, начиная с ввода в эксплуатацию

Отбор нефти за каждый год эксплуатации qн, тыс.т

Годовой отбор воды qв, тыс.т. Для определения веса воды объем добытой воды в кубометрах v,  м3 умножают на плотность воды ρ, т/ м3: qв = v ∙ ρ

Годовой отбор нефти  в пластовых условиях, тыс. м3. Для его определения необходимо вес нефти умножить на пересчетный коэффициент Ω=1/(ρн∙θ), где ρн – плотность нефти в пов. усл., т/ м3; θ – усадка нефти, θ=Vпов/Vпласт

Годовой отбор воды, тыс.м3

Годовой отбор жидкости qж, тыс. м3. qж = qн + qв (4+5)

Накопленный отбор нефти  в пов. усл., тыс. т. Qн= Σqн

Накопленный отбор нефти в пов. усл., тыс.т. Последовательное суммирование значений из графы (3). Qв= Σqв

Последовательное суммирование значений из графы (4). Qн = Σqн

Последовательное суммирование значений из графы (5). Qв = Σqв

Последовательное суммирование значений из графы (6). Qж = Σqж

Среднегодовая объемная обводненность продукции fв=(qв/qж)∙100%, или графы (5)/(6)∙100%

Среднегодовая объемная обводненность продукции fв=(qв/qж)∙100%, или графы (3)/(2+3)∙100%

Число действующих добывающих скважин в календарном году

Число работавших добывающих скважин на данный объект в календарном  году, учитывая ликвидированные скважины, пребывающие в консервации и  простое

Продолжение таблицы 1

Sт, га/скв.

S, га/скв.

ΔКи

Ки

ВНФ

qзак, тыс. м3

Qзак, тыс. м3

Nнаг скв.

N’наг скв.

Компенсация

Nнаг/Nд

Темп отбора жидкости

τ

Qзап, тыс. т

Q*зап, тыс. т

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Текущая плотность сетки  скважин Sт равна отношению площади залежи F, га на число действующих скважин Nд, графа (14)

Плотность сетки скважин S равна отношению площади залежи F, га на число работавших скважин N’, графа (15)

ΔКи – прирост коэффициента использования запасов за текущий год эксплуатации или темп отбора нефти. Определяется как отношение годовой добычи нефти к балансовым запасам: ΔКи = qн/Qбал

Ки – коэффициент использования запасов за текущий год эксплуатации или коэффициент нефтеотдачи. Определяется как отношение накопленной добычи нефти к балансовым запасам: Ки = Qн/Qбал

Суммарный водонефтяной фактор (ВНФ). Определяется как отношение суммарной добычи воды к суммарному отбору нефти: ВНФ = Qв/Qн, графы (10)/(9)

Годовая закачка воды в нагнетательные скважины

Накопленная закачка  воды в нагнетательные скважины по объекту. Qзак = Σqзак, графа (21)

Число действующих нагнетательных скважин в календарном году

Число работавших нагнетательных скважин на данный объект в календарном  году, учитывая ликвидированные скважины, пребывающие в консервации и  простое

Соотношение закачки  воды и добычи жидкости: qзак/qж или графы (21)/(6)

Отношение числа нагнетательных скважин к действующим добывающим

Темп отбора жидкости определяется как отношение годового отбора жидкости к балансовым запасам  нефти. Обычно величины берутся в  пластовых условиях

Безразмерное время  разработки. Определяется как отношение суммарной добычи жидкости к геологическим (балансовым) запасам нефти. Величины берутся в пластовых условиях, тыс.м3. τ = Qж/Qбал

Запас нефти, приходящийся на одну действующую добывающую скважину. Определяется как отношение балансовых запасов нефти на число действующих работающих скважин. Qзап = Qбал/Nд

Запас нефти, приходящийся на одну работавшую добывающую скважину. Определяется как отношение балансовых запасов нефти на число работавших скважин. Qзап = Qбал / N’

 

2 Анализ текущего состояния разработки и динамика основных показателей разработки на примере участка нефтяной залежи

 

На долю продуктивного  горизонта ЮС₁¹ приходится 6.3% геологических и 5.2% начальных извлекаемых запасов категории запасов ВС₁ Южно-Ягунского месторождения.

На объект ЮС₁¹ приходится 12.1% текущей и 2.3% накопленной добычи нефти месторождения, разработка его ведется с 1986 года. Проектными решениями для объекта ЮС₁¹ запланировано применение обращенной семиточечной системы разработки с размещением скважин сетке 500х500 м. Проектный фонд объекта составляет 255 скважин. Динамика основных технологических показателей за период разработки приведена на рисунках 2 и 3 и в таблице 2.

Рисунок 2 - Динамика добычи нефти, жидкости, закачки и обводненности. Южно-Ягунское месторождение. Объект ЮС₁¹

Рисунок 3 - Динамика дебитов нефти, жидкости и фонда добывающих скважин. Объект ЮС₁¹

Таблица 2 - Динамика основных технологических показателей разработки. Южно - Ягунское месторождение. Объект ЮС₁¹

Годы	Добыча нефти, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Накопленная добыча нефти, тыс. т	Накопленная добыча жидкости, тыс. т	Обводненность, %
1986	5	5	5	5	0.0
1987	42	49	44	54	15.0
1988	12	18	56	72	32.8
1989	1	8	57	80	88.7
1990	1	5	58	84	85.3
1991	0	1	58	86	78.3
1992	5	7	63	93	30.6
1993	7	10	70	103	30.5
1994	21	35	91	139	41.1
1995	44	64	135	203	31.5
1996	64	80	199	283	20.1
1997	84	109	283	392	23.3
1998	129	155	411	547	17.3
1999	145	168	556	716	14.0
2000	157	200	713	915	21.3
2001	194	257	907	1173	24.7
2002	187	238	1094	1411	21.5
2003	204	260	1298	1671	21.5
2004	220	292	1518	1961	24.5
2005	231	372	1749	2333	37.9
2006	304	444	2053	2777	31.4
2007	325	524	2379	3301	37.9
2008	338	808	2717	4109	58.2
2009	324	848	3041	4957	61.8