Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

9) изменения физико-химических свойств добываемых жидкостей и газа

впластовых и поверхностных условиях;

10)эффективности отдельных скважин (определение прироста добычи нефти

иводы по объекту вследствие эксплуатации данной скважины);

11)фактической технологической эффективности мероприятий по увеличению производительности скважин и увеличению нефтеотдачи пластов.

Для контроля за процессом разработки залежей проводят комплекс гидро­ динамических, геофизических и лабораторных исследований, а также системати­ ческие измерения параметров.

Комплекс задач службы контроля, решение которых необходимо для осу­ ществления и поддержания заданной системы разработки, излагается в проектном документе, в отчетах по авторскому надзору и геологопромысловому анализу разработки. Детальные планы исследований составляются НИПИ, ведущим автор­

ский надзор, геологическими отделами и ЦНИПРами нефтедобывающих управ­ лений.

Методы контроля, средства, с помощью которых они осуществляются, и методы обработки полученных данных изложены в учебных пособиях, соответ­ ствующих методических руководствах и инструкциях.

§ 2. АНАЛИЗ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Анализ процесса разработки осуществляется по разрабатываемым место­ рождениям с целью углубленной проработки отдельных принципиальных вопро­ сов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение нефтеотдачи, а также на обобщение опыта разработки.

Научно-исследовательский институт, проектировавший систему разработки, проводит анализ периодически в течение всего срока разработки в соответствии с заданиями Министерства нефтяной промышленности или производственных нефтедобывающих объединений. Периодичность работ определяется производ­ ственной необходимостью, вытекает из авторского надзора или обусловливается потребностью составления очередного проектного документа. Результаты работ по анализу разработки учитывают в проектных документах.

Геологопромысловый анализ разработки — это многопрофильное исследова­ ние и изучение нефтяного месторождения. При этом рассматривают природные, технологические, технические и организационные факторы, характеризующие как месторождение и его объекты (пласты, горизонты, площади, блоки, участки и т. д.), так и происходящий в нем процесс.

Основные задачи, решаемые при геологопромысловом анализе разработки нефтяных месторождений:

а) уточнение геологической характеристики; б) изучение технологии разработки;

в) анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков место­ рождения;

г) оценка эффективности применяемой системы контроля за разработкой и состоянием фонда добывающих и нагнетательных скважин и эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки;

д) общая оценка эффективности процесса разработки месторождения

(объекта); е) основные мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки.

На дату анализа разработки воспроизводится текущее состояние разработки месторождения и его объектов (пластов, горизонтов, площадей блоков, участков и т. д.) и динамика технологических и технико-экономических показателей.

Текущее состояние разработки характеризуется фондом добывающих, нагне­ тательных, газовых и специальных скважин, отборами нефти, газа и воды, закач­ кой воды, энергетическим состоянием, обводненностью продукции и скважин.

Для месторождений, эксплуатируемых при режиме вытеснения нефти водой, особенное внимание должно быть уделено анализу обводненности продукции пластов и скважин. Для отдельных объектов и участков разработки отражают динамику числа обводненных скважин, их доли от общего числа добывающих скважин, количества добываемой воды, содержания воды в продукции; показатели

445

работы сбводненных скважин; причины и характер обводнения; число скважин, вышедших вследствие обводнения из действующего фонда; распределение скважин по обводт нности; распределение обводненного фонда по рядам скважин. В итоге строится карта заводнения эксплуатационного объекта, используемая при анализе выработки запасов нефти. Анализ этих показателей наибольшее значение приобре­ тает для месторождений, находящихся на поздних стадиях эксплуатации.

Анализ состояния выработки запасов нефти начинают с изучения характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам месторождения и построения карт остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по состоянию на дату анализа. По динамике темпов отбора нефти от извлекаемых запасов и текущих коэффициентов нефтеотдачи определяют зоны с различной степенью охвата воздей­ ствием нагнетания агента и запасы нефти, содержащиеся в этих зонах, а также зоны, не охваченные воздействием; структуру запасов нефти по степени разбуренности месторождения. В результате определяют текущие коэффициенты охвата по объемуобводненнойчасти пластов, уточняют проектные физико-химические харак­ теристики вытеснения нефти водой и коэффициенты текущей нефтеотдачи для обводненной части пласта по картам остаточных нефтенасыщенных толщин.

При анализе процесса разработки оценивают геолого-технические мероприя­ тия, проводившиеся на месторождении за анализируемый период. Анализируются цели, объемы гидродинамических, геофизических и специальных исследований скважин и пластов, промысловых замеров и наблюдений, предусмотренных служ­ бой контроля, и объекты, виды и объемы капитальных и подземных ремонтов сква­ жин, а также полученные результаты. По результатам работ оценивается эффек­ тивность системы контроля и техническое состояние фонда добывающих и нагне­ тательных скважин.

Фактическая эффективность мероприятий по регулированию процесса разра­ ботки иллюстрируется обычно изменением состояния и показателей разработки. Однако немаловажное значение имеет и экономическая сторона осуществляемых мероприятий. Годовой экономический эффект рассчитывают от внедрения каждого мероприятия или нескольких мероприятий.

Результаты исследований, проводившихся для анализа процесса разработки, обобщаются и сопоставляются с данными проектного документа и предыдущих анализов разработки этого месторождения. На этой основе делается заключение об эффективности процесса разработки и соответствии существующей системы разработки как для месторождения в целом, так и для его отдельных объектов.

Анализ заканчивают рекомендациями по регулированию процесса раз­ работки.

§ 3. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует по­ нимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продук­ тивных пластов в рамках принимаемых технологических решений при проектиро­ вании и анализах системы разработки для достижения возможно высоких техно­ логических и экономических показателей разработки [34]. Основные цели регу­ лирования [34]:

обеспечение возможно более высокой, в пределах экономической целесо­ образности, нефтеотдачи;

получение наиболее высоких темпов выработки запасов нефти; наиболее экономичное осуществление процесса.

Перед осуществлением процесса регулирования с пределяют комплекс меро­ приятий, обеспечивающих наилучший ход процесса эксплуатации, в первую оче­ редь в рамках запроектированной системы разрабои и. В связи с этим под воз­ можно более высокой нефтеотдачей следует понимать проектную нефтеотдачу.

Практически регулирование процесса разработки нефтяных залежей начи­ нают после разбуривания залежей или их участков (площадей) добывающими или нагнетательными скважинами, обустройства промысла оборудованием для сбора нефти и закачки воды и начала добычи нефти в соответствии с проектом (схемой) разработки залежи и продолжают в течение всего периода эксплуатации. Меро­ приятия по регулированию обосновываются при анализе разработки месторожде­

446

ния в зависимости от конкретных его условий, системы разработки, характера процесса эксплуатации и технических средств, с помощью которых они осуществ­ ляются. При выборе методов регулирования необходимо учитывать технологи­ ческие, технические и технико-экономические факторы, ограничивающие процесс разработки залежи.

Ктехнологическим относятся: 1) сетка скважин; 2) система заводнения;

3)предельные давление и дебит скважин.

Ктехническим относятся: 1) максимальные объемы закачиваемого агента и давления; 2) максимальная производительность лифта и подача насосов; 3) макси­ мальная производительность системы сбора и транспорта нефти и газа, подготовки нефти, очистки, утилизации и стока попутных вод.

Ктехнико-экономическим относятся: 1) годовой (месячный) план добычи нефти; 2) себестоимость добычи 1 т нефти и капитальные вложения.

При регулировании процесса разработки изменяют действующие ограниче­ ния, создавая условия для получения не только заданной добычи нефти, но и повы­ шения эффективности ее вытеснения.

Следует учитывать, что с изменением планового задания (увеличением добычи нефти) и данных о геологическом строении эксплуатационного объекта и запасах нефти при несовершенстве проектных решений (недостаточно исходных данных) существующая система разработки может не удовлетворять новым требованиям, и применение различных методов регулирования не дает должного эффекта. В этом случае определяют окончательную систему разработки (сетки скважин и системы воздействия).

Методы регулирования — это виды технологического воздействия на место­ рождение и его объекты, не связанные с изменением системы разработки и направ­ ленные на улучшение процесса разработки месторождения и его технико-экономи­ ческих показателей. Воздействие на залежь выражается в усилении или ослабле­ нии фильтрационных потоков, изменении их направления, вследствие чего и происходит увеличение темпов отборов нефти, уменьшение добычи попутной воды

иувеличение коэффициента конечной нефтеотдачи.

Внастоящее время применяют следующие методы регулирования процесса

разработки:

1)увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин);

2)отключение высокообводненных скважин;

3)повышение давления нагнетания;

4)бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов;

5)перенос фронта нагнетания;

6)использование очагового заводнения;

7)применение изоляционных работ (кроме изоляции чужой воды);

8)выравнивание профиля притока или приемистости;

9)воздействие на призабойную зону скважин с целью интенсификации при­ тока (увеличения гидродинамического совершенства путем гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, кислотных обработок и т. д.);

10)применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка серной кислоты, ПАВ и др.).

ных, так и в механизированных скважинах при наличии резерва в забойном давлении, при переводе скважин с фонтанного на механизированный способ эксплуатации и при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Метод наиболее эффективен на начальных стадиях разработки. В этом случае основное внимание следует обращать на суммарнуюдобычу по участку, на котором расположены скважины, так как необходимо учитывать интерференцию скважин.

Под форсированным отбором обычно понимают интенсивный отбор жидкости на стадии значительного обводнения продукции. Форсирование позволяет уве­ личить или стабилизировать текущую добычу нефти и, возможно, увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет упругих процессов, происходящих в неоднород-

447

ном пласте при создании депрессии между участками пласта с различной прони­ цаемостью. Форсированный отбор может производиться не только на отдельных скважинах, но и на всей залежи с охватом почти всех обводненных скважин.

Исследованиями В. Н. Щелкачева и других авторов определены основные условия, при которых форсирование целесообразно и эффективно: залежи с актив­ ными водонапорными системами; скважины с хорошей продуктивностью и высо­ кими забойными давлениями, расположенные не на периферии; поздняя стадия эксплуатации с обводнением продуктивного пласта практически по всему прости­ ранию и по большей части толщины; скважины без нарушения колонны и цемент­ ного кольца и не склонные к пробкообразованию.

Наибольший экономический эффект и максимальное увеличение нефтеотдачи за счет форсированного режима будут получены на небольших по размерам зале­ жах с высокими коллекторскими свойствами, естественным водонапорным режи­ мом и на скважинах с обводненностью продукции ниже, чем средняя на залежи.

О т к л ю ч е н и е в ы с о к о о б в о д н е н н ы х с к в а ж и н — прекра­ щение извлечения жидкости из добывающих скважин (группы скважин, ряда скважин) в связи с достижением в них предельной (рациональной, оптимальной) обводненности продукции, когда дальнейшая эксплуатация их технологически и технико-экономически нерентабельна.

Рациональная степень обводнения скважин и время их отключения должны быть предусмотрены в проектных документах для каждой конкретной залежи. В зависимости от текущих задач, стоящих перед разработкой каждой залежи, отключение обводненных скважин определяется исходя из различных критериев оптимальности. Многочисленными исследованиями в этой области установлено, что рациональная (оптимальная) обводненность продукции при отключении сква­ жин находится в пределах 80—95 % при всех технологических и технико-эконо­ мических критериях и тем выше, чем больше соотношение вязкостей нефти и воды. Для однорядных и площадных систем разработки рациональная обвод­ ненность продукции находится в диапазоне 95—100 %.

Практически регулирование процесса разработки путем полной или времен­ ной остановки высокообводненных скважин можно осуществлять по методике ВНИИ [26]. Эта методика основана на остановке тех обводненных скважин, которые неэффективны, т. е. остановка которых не дает в силу интерференции прироста добычи нефти в соседних скважинах.

П р и м е н е н и е п о в ы ш е н н ы х д а в л е н и й н а г н е т а н и я увеличивает охват заводнением по толщине продуктивного пласта за счет подклю­ чения к активной разработке прослоев, не принимавших воды при обычных давле­ ниях нагнетания. Обобщение результатов промысловых исследований и опыта разработки отечественных и зарубежных месторождений при повышенных давле­ ниях нагнетания позволило сделать выводы о том, что регулировать процесс заводнения при повышенных давлениях можно, если соблюдается следующее.

1. Нагнетание воды в пласт осуществляется под оптимальным давлением, при котором достигается максимальный его охват вытеснением.

2. Поддерживается пластовое давление в зоне отбора ниже минимального давления раскрытия трещин.

Ограничение количества закачиваемого агента проводится в случае значи­ тельного превышения его накопленного объема над отбираемым; нерационально высокого пластового давления; циклического заводнения и необходимости сниже­ ния количества добываемой воды.

Технологический эффект от перераспределения количества закачиваемой воды по площади выражается так же, как и при увеличении или уменьшении объема закачиваемой воды. Систематическое перераспределение закачиваемого объема воды оказывает такое же действие на залежь, как и циклическая закачка, и сопро­ вождается переменой направления фильтрационных потоков и может быть эффек­ тивно на завершающей стадии разработки, как метод, позволяющий увеличить нефтеотдачу.

Б у р е н и е д о п о л н и т е л ь н ы х с к в а ж и н . При регулировании процесса разработки дополнительные скважины обычно бурят с целью увеличения нефтеотдачи путем вовлечения в разработку линз, полулинз, тупиковых зон пре­ рывистого пласта, в застойных зонах и на стягивающих линиях в непрерывных

448

монолитных пластах, а также с целью увеличения или поддержания текущего

уровня добычи нефти.

При бурении дополнительных скважин важна экономическая сторона вопроса. Эффективность их бурения выражается в дополнительной добыче нефти, а целесо­ образность бурения определяется запасами нефти, содержащимися влинзах, полулинзах, тупиковых и застойных зонах. Необходимое условие бурения дополни­ тельных скважин с целью повышения нефтеотдачи — непревышение затрат на эти скважины предельной себестоимости 1т нефти.

Бурить дополнительные скважины с целью увеличения или сохранения

Рассматриваемый метод регулирования рекомендуется к применению на место­ рождениях, которые характеризуются неоднородным и прерывистым строением пласта.

Возврат скважин сдругих продуктивных горизонтов рекомендуется как метод регулирования на многопластовых месторождениях, что позволяет подключить к эксплуатации ранее не вырабатываемые пластыбез бурения на них самостоятель­ ных скважин. Возврат скважин на верхние объекты используют как при их совме­ стной эксплуатации, так и при наличии на каждый объект самостоятельной сетки скважин. В том и в другом случае скважины, в которых осуществлен возврат на верхний объект, выполняют функции дополнительных скважин.

П е р е н о с ф р о н т а н а г н е т а н и я — метод регулирования, позво­ ляющий приблизить объекты системы воздействия к зоне отбора. Этот метод используется главным образом в прерывистых пластах с высокой изменчивостью проницаемости на участках, где отсутствует активное дренирование при условии обводнения всех пластов в разрезе скважины до 90—99 %.

Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что в зонально­ неоднородных пластах перенос фронта нагнетания нецелесообразен в связи с неравномерностью заводнения различных участков залежи и возможностью потерь нефти за фронтом закачки.

О ч а г о в о е з а в о д н е н и е применяется на слабовыработанных участ­ ках залежи после некоторого периода эксплуатации, когда обнаруживается, что реализованная запроектированная система воздействия не обеспечивает на них высоких темпов отбора нефти, т. е. с целью повышения темпов разработки и для повышения нефтеотдачи. Это заводнение связано с определенным изменением существующей системы воздействия и может рассматриваться как промежуточный этап при переходе к более интенсивным системам нагнетания. Внедрение очагового заводнения требует капитальных затрат на бурение и обустройство скважин, на прокладку водоводов, расширение насосных станций и т. д., поэтому необходи­ мость организации такого вида заводнения должна обосновываться в рамках проектных документов или при анализе разработки.

Эффективность очагового заводнения может выражаться как в дополнитель­ ной добыче нефти и повышении технико-экономических показателей, так и в улуч­ шении условий эксплуатации добывающих скважин — увеличении текущего пластового давления, в результате чего улучшаются условия фонтанирования скважин; возможности эксплуатации механизированных скважин при более высоких забойных давлениях и меньших газовых факторах; повышении статиче­ ских уровней вдобывающих скважинах и т. д. Общая эффективность на залежи от применения очагового заводнения зависит от объема внедрения этого метода и ста­ новится заметной, когда количество нагнетаемой воды в очаговые скважины сопо­ ставимо с общим закачиваемым количеством по залежи, т. е. составляет 10—20 % и более от общего закачиваемого объема.

О г р а н и ч е н и е п р и т о к а п о п у т н о й воды — один из широко применяемых методов регулирования. В добывающих скважинах наиболее распро­ странены различные методы изоляции обводненных частей пласта, в нагнетатель­ ных — метод выравнивания профилей приемистости. В обоих случаях основная цель регулирования заключается в уменьшении добычи воды или поддержании добычи воды на уровне, предусмотренном проектом, или наиболее полном исполь­ зовании воды как агента, вытесняющего нефть.

449