Динамика показателя « отбор жидкости» из залежи

 

Запроектированная добыча нефти в залежи обеспечивается высокими темпами отбора жидкости (т.е., количество добытой нефти с учётом обводнения продукции Qж= Qн+В%).

Темп отбора жидкости – это отношение годового отбора жидкости из залежи к величине НИЗ (начальных извлекаемых запасов)

Qж=qж/Qизв∙100%,

Где Qж – темп отбора жидкости (н+в), qж – годовой отбор жидкости.

Изменение этого показателя тесно связано с изменением добычи нефти и обводненности.

1 стадия. Отбор жидкости из пласта и отбор нефти близки между собой по величине, вследствие малой обводнённости продукции.

 

2 стадия. В зависимости от степени обводнённости залежи Qж может совпадать с Qн или быть немного больше. В целом, кривые Qж и Qн изменяются пропорционально друг другу, т.е. с ростом добычи начинает расти обводнённость (рис. 1.1).

 

Рис.1.1.

 

3 стадия. Этот этап характеризуется различной динамикой отбора жидкости в зависимости от темпа обводнённости залежи.

1 вариант: процент воды незначительный, высокая вязкость нефти, Qж снижается в соответствии с Qн. (рис.1.2).

 

Рис.1.2.

 

2 вариант: обводненность высокая, значительная неоднородность, низкая проницаемость, большая площадь водонефтяной зоны. Qж повышается (с ростом В%). Причём в % соотношении % добываемой воды доходит до 80% (нефти 15-20%)-рис.1.3.

 

Рис.1.3.

 

4 стадия. На этой стадии темпы отбора жидкости сохраняются на том же уровне и соответствуют кривым Qн и В%.

 

 

Динамика показателя «объем закачиваемой в пласт воды»

 

Объём закачиваемой в продуктивный пласт воды один из основных факторов, влияющих на величину КИН.

Как правило, количество закачиваемой в пласт воды в несколько раз превышает количество вытесняемой при этом нефти. Это происходит из-за диспергирования нефти. Диспергирование – явление, при котором смачивающая жидкая фаза (вода) разделяет не смачивающуюся фазу (нефть) на более мелкие части (капли). Нефть в этом состоянии занимает поры и пустоты, а весь нефтяной пласт представляет собой дисперсную систему. (Дисперсная система - это множество мелких частиц какого-либо тела или вещества, распределённых в однородной среде, которая характеризуется сильно развитой поверхностью раздела между фазами (в нашем случае жидкая фаза -нефть, вода, а твердая фаза –горная порода) и действующими силами межфазного взаимодействия.

Кроме этого объём прошедшей через пласт воды зависит от вязкости нефти (чем ↑ вязкость, тем ↑ V закаченной воды), от ФЕС коллекторов.

Для определения зависимости степени вытеснения нефти от объема, закаченной в залежь воды, строят графики вытеснения:

 

 

Для кривой 1 характерно - маловязкая нефть, высокопродуктивный пласт, обладающий хорошими ФЕС. Высокий КИН по залежи получен при «прокачивании» через неё от 1 до 2–х объёмов воды, при этом при закачке 2–го объёма воды, прирост извлекаемых запасов намного меньше.

Кривые 2 и 3 характеризуют процесс закачки воды в пласт, имеющий несколько худшие ФЕС и повышенную вязкость флюида, поэтому прокачка первого объема воды не дает хорошего эффекта, но увеличение количества объемов воды, позволяет достичь высоких КИН.

Кривая 4, характеризует закачку 6-7 и более объёмов воды, но при этом величина КИН нарастает очень медленно, что связано с высокой вязкостью нефтей и неблагоприятной характеристикой коллекторов.

Вывод: количество полученной нефти из пласта не всегда определяется количеством закаченной в него воды, а зависит ещё от большого числа геолого-промысловых факторов, в первую очередь, от вязкости нефти, ФЕС, литологии, и неоднородности коллекторов.

 

 

Динамика показателя «фонд добывающих и фонд нагнетательных скважин»

 

Фонд скважин на э.о. находится в постоянном движении: изменяется их количество, назначение, состояние (простаивающие, ликвидированные, в ремонте и др.)

В зависимости от стадии разработки обычно для э.о. характерно следующая динамика фонда скважин:

1 стадия – Nд – начинает увеличиваться в соответствии с планом разбуривания объекта

2 стадия - Nд – продолжает расти, Nн –медленно возрастает по мере внедрения запроектированной системы ППД

3 стадия – количество добывающих и нагнетательных скважин изменяется в зависимости от решаемых задач

4 стадия - Nд и Nн начинает сокращаться по причине выполнения поставленных перед ними задач

 

Для регистрации и учета фонда скважин в течение всего года (ежеквартально) составляется отчет «Фонд скважин», в котором описывается весь эксплуатационный фонд – действующие, бездействующие, осваиваемые после бурения и др.; и другие группы скважин – нагнетательные, специальные, вспомогательные, ликвидированные, консервационные.

 

Динамика показателя «величина пластового давления»

1. Распределение приведенного Рпл в залежах работающих с ППД и на природном режиме

(приведенное пластовое давление – это давление, в залежи или в скважине, пересчитанное на отметку ВНК)

 

а) в залежах, работающих на природных режимах: до начала разработки Рпл в залежи (приведенное к уровню ВНК) имеет одинаковые значения по всей ее площади:

 

 

 

С вводом в эксплуатацию первых добывающих скважин, вокруг них образуются локальные воронки депрессии (в результате снижения Рпл до величины Рзаб за счет отбора жидкости из пласта).

 

(Установившееся в работающих добывающих скважинах пластовое давление называется забойным – Р заб., в добывающих скважинах оно всегда меньше Рпл в залежи)

 

С увеличением отбора жидкости и вводом в эксплуатацию большинства добывающих скважин, в залежи происходит постепенное снижение пластового давления и образуется общая воронка депрессии соответствующая зоне отбора, которая осложнена вокруг каждой скважины локальными воронками депрессии. При этом на периферии залежи пластовое давление снижается медленнее (там меньше скважин, и больше подток пластовых вод из законтурной зоны) и имеет более высокие значения, чем в центральной части.

 

 

б) в залежах, работающих с ППД (внутриконтурное заводнение)

 

Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх. Текущее пластовое давление вблизи нагнетательных скважин превышает пластовое давление в целом по залежи на 15-20%.

 

 

2. Понятие о градиенте давления

Динамика пластового давления в залежи и забойного давления в действующих скважинах, являются важнейшими показателями разработки наряду с величиной отбора нефти. Эти показатели взаимосвязаны между собой. Темпы извлечения запасов из залежи зависят от величины градиента давления в залежи – grad р.

Градиент давления в пласте равен отношению перепада давления Δ р между зонами отбора и закачки к расстоянию L между этими зонами.

Grad p = Δ р / L

 

Δ р – Рпл в нагн. скв. – Рзаб в доб. скв.

 

Р пл. нагн. скв – это давление, создаваемое на линии нагнетания с помощью закачки в пласт объемов воды.

Р заб. доб. скв. – давление флюидов в действующих добывающих скважинах на глубине середины интервала перфорации.

 

 

 

Чем больше величина градиента давления, тем выше в залежи будут темпы отбора. Для увеличения градиента давления применяют следующие меры:

 

1. можно уменьшить величину L, т.е., ширину блоков

2. увеличить давление на линии нагнетания (т.е., увеличить объем закачки)

3. уменьшить давление на забоях добывающих скважин (т.е., увеличить отбор)

 

1. Ширина блоков не может быть меньше определенной величины, например, рядов добывающих скважин в каждом блоке не может быть меньше 3, даже при минимальном расстоянии между рядами 400 метров, эта величина 1200 метров.

2. Затраты на увеличение давления нагнетания относительно небольшие, а эффект в некоторых случаях получается ощутимый, но при увеличении давления в нагнетательных скважинах необходимо учитывать возможный гидроразрыв пласта, т.е., образование системы дополнительных трещин и прорывы по ним воды к добывающим скважинам по наиболее проницаемым интервалам пласта. Кроме этого возможны также перетоки закачиваемой воды в соседние продуктивные горизонты с меньшим пластовым давлением при некачественной изоляции пластов.

3. Уменьшение давления на забое добывающих скважин осуществляется путем перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на насосный (после того, как в продукции скважины стала появляться вода). В скважинах, уже эксплуатирующихся насосным способом, обеспечить более высокие темпы отбора можно за счет вовлечения в работу менее проницаемых пропластков (которые при высоким давлении не работали, так как были «задавлены» более высокопроницаемыми).

 

Исходя из экономической эффективности, данная проблема обосновывается и решается для каждого э.о. с учетом геолого-промысловых, технических и технологических возможностей.