Некоторые основные понятия из теории и практики разработки нефтяных месторождений

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

по курсу: «Управление разработкой интеллектуальных месторождений»
(23879)

 

 

Практическое занятие № 3.

«Оценка эффективности системы ППД»

 

Уфа 2017

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

1 ВВЕДЕНИЕ.. 3

2 НЕКОТОРЫЕ ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ИЗ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.. 4

3. АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТА.. 6

4 ПРИНЦИПЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙТВИЯ.. 8

ЦЕЛЬ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ: 13

Список использованных источников.. 23

 

ВВЕДЕНИЕ

Подавляющее число крупных нефтяных месторождений на территории бывшего СССР разрабатываются с применением системы поддержания пластового давления (ППД). В качестве агента воздействия практически повсеместно используется вода (пластовая, сточная, пресная, либо их сочетания), которая закачивается через систему нагнетательных скважин в продуктивный пласт. Благодаря современному оборудованию на практике удаётся создавать высокие забойные давления на нагнетательных скважинах и низкие забойные давления на добывающих скважинах. Тем самым достигаются глубокие депрессии на пласт, которые позволяют обеспечить высокий уровень добычи нефти. С одной стороны, принудительное вытеснение нефти водой позволяет достигать достаточно высоких значений коэффициента вытеснения (Квыт), с другой стороны, высокие уровни добычи нефти существенно сокращают сроки разработки месторождения и, наконец, адекватная геолого-физическим условиям пласта система разработки, позволяет достичь максимально возможного значения коэффициента охвата (Кохв). Таким образом, применение жестко-водонапорного режима эксплуатации нефтяной залежи позволяет достигать большей выработки запасов нефти при меньших удельных затратах на её извлечение по сравнению с другими, природными режимами эксплуатации.

НЕКОТОРЫЕ ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ИЗ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

       Рассмотрим некоторые ключевые понятия в теории разработки нефтяных месторождений, которые большинством специалистов трактуются однозначно, хотя имеют и иной смысл. В первую очередь это понятие системы ППД и режима разработки залежи в условиях её реализации. В большинстве своем бытует мнение, что внедрение в пласт вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин позволяет вытеснять нефть из продуктивной толщи пласта путем замены нефти на воду в поровом объеме и, тем самым, поддерживать пластовое давление на уровне близком к первоначальному. Здесь мы сталкиваемся с целым комплексом проблем, которые безуспешно пытаемся решить уже многие годы. К основной проблеме можно отнести следующую: если вытеснять нефть вытесняющим агентом, то каким образом повысить эффективность этого процесса? Появляется термин коэффициент охвата и все усилия специалистов направляются на повышение этого коэффициента, поскольку от его величины зависит конечная нефтеотдача. Следует отметить, что процесс вытеснения, как правило, стремятся сделать фронтальным, что, вообще говоря, практически невозможно осуществить на практике. Надо сказать, что термин коэффициент охвата имеет достаточно условное или, если хотите, туманное определение в практике проектирования разработки нефтяных месторождений несмотря на обилие эмпирических зависимостей, определяется обратным счётом через накопленную нефть, полученную по результатам расчётов на гидродинамической модели. Таким образом, обыкновенная понятийная подмена «поддержание пластового давления» на «вытеснение нефти» с помощью вытесняющего агента смещает всю стратегию разработки месторождения на выработку мероприятий, которые в конечном итоге приводят к тому, что разработка на заключительной стадии становится нерентабельной. Поэтому предлагается вернуться к первоначальному смыслу системы ППД, а именно как методу воздействия на нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления на заданном уровне, что позволит по-иному взглянуть на процесс разработки нефтяного месторождения.

       Второй термин - заключительная стадия разработки. Как правило, этот термин применяют для всей залежи по интегральной характеристике обводнения и увязывают с коэффициентом использования или со степенью выработки извлекаемых запасов. Считается, что к последней стадии относится период разработки, когда средняя обводнённость добываемой продукции превышает 90 %, а выработка от НИЗ больше 80%. Здесь, пожалуй, и стоит внести комментарии, поскольку средняя обводнённость залежи складывается из динамики обводнения каждой скважины, то интегральная обводнённость характеризует лишь процесс обводнения заводняемой части пласта и не отражает физической сущности процессов, происходящих в пласте, а ведь от понимания процессов, протекающих в пласте, и будет зависеть стратегия доразработки. Дело в том, что последней стадией разработки следует называть период после прохождения фронта вытеснения и затрагивает он только тот объём пласта, где это произошло. По мере распространения фронта вытесняющего агента вглубь продуктивного пласта будет происходить увеличение объёма пласта, для которого наступает заключительная стадия разработки, а значит и все физические процессы, характерные для этой стадии разработки. Понимание смысла заключительной стадии разработки именно в этом контексте позволяет нам обратиться к следующему ключевому моменту в разработке нефтяного месторождения.

       Любая нефтяная залежь это динамическая система, которая претерпевает необратимые изменения в процессе извлечения из нее пластовых флюидов. Однако, после внедрения системы ППД, по сути, происходит одинаковое воздействие на залежь вне зависимости от состояния этой системы. Как результат на неадекватное воздействие происходит постепенное и неуклонное снижение эффективности системы ППД, однако вплоть до наступления нерентабельной добычи воздействие не меняется.