Принципы определения эффективности системы воздейтвия

Для анализа эффективности системы воздействия на нефтяные пласты могут быть использованы следующие зависимости (рисунки 3 – 7):

1. отношение средней приемистости к среднему дебиту жидкости в зависимости от соотношения добывающих к нагнетательным скважинам (N=n_доб./n_нагн.)

                                                        (1)

2. коэффициент текущей компенсации отбора жидкости закачиваемой водой в зависимости от выработки запасов нефти

                                                            (2)

3. коэффициент текущей компенсации добываемой нефти закачиваемой водой в зависимости от выработки запасов нефти

                                                  (3)

4. доля закачиваемой воды, совершающей полезную работу, в зависимости от выработки запасов нефти

                                                  (4)

5. доля добываемой воды по отношению к закачиваемой, в зависимости от выработки запасов нефти

                                                (5).

Первая зависимость (рисунок 3) является комплексным показателем интенсивности системы заводнения. В условиях оптимального использования системы заводнения при 100% компенсации отбора закачкой средняя приемистость нагнетательных скважин должна превышать средний дебит жидкости добывающих скважин во столько же раз, во сколько число действующих добывающих скважин превышает количество действующих нагнетательных скважин [1, 2], т.е. точки должны ложиться на биссектрису, проходящую через оси координат. Отклонение расположения точек от биссектрисы в сторону превышения приемистости указывает на наличие оттока закачиваемой воды за контур или в другие водоносные пласты. Отклонение в сторону превышения отборов над закачкой воды свидетельствует об активном подтоке законтурной или подошвенной воды, либо о перетоках воды или нефти из одного объекта в другой. Как видно из рисунка 3 все точки, лежащие выше биссектрисы, относятся к годам (1977-1992 гг.), когда происходило увеличение закачки воды до проектных величин. Однако ввиду того, что формирование системы ППД не было завершено в этот период, высокие уровни закачки в условиях многопластового объекта привели только к перекомпенсации отбора закачкой (рисунок 4) и оттоку части воды за контур или в заводненные зоны пластов, уже многократно промытые водой, без совершения полезной работы по вытеснению нефти. Точки, лежащие на биссектрисе, относятся к годам с текущей компенсацией отбора закачкой (93-102%) близкой к 100% и характеризуют относительно оптимальный режим работы системы ППД. Кстати в этот период наблюдается стабилизация пластового давления.

На рисунке 5 представлена зависимость коэффициента текущей компенсации добываемой нефти закачиваемой водой от выработки запасов нефти. На графике виден отрезок времени (1983-1991 гг.), когда объемы закачки значительно превышали годовые отборы нефти (до 10 раз при отборе нефти 60% от НИЗ). В этот период система ППД была наиболее несбалансированной. Высокая фактическая приемистость скважин, превышающая расчетные значения в 3 раза, при фонде нагнетательных скважин меньшим проектного в 2 раза, позволила выдерживать проектные уровни закачки. Большие объемы закачки привели к резкому обводнению добывающих скважин, находящихся вблизи очагов заводнения, и уменьшению охвата пластов заводнением. Комплекс мероприятий по оптимизации системы ППД, включающих регулирование объемов закачки воды, давления нагнетания, отключение непроизводительных нагнетательных скважин, начиная с 1993 года, привел к выравниванию коэффициента компенсации добываемой нефти закачкой.

На рисунках 6 и 7 видны последствия организации совместной закачки воды в пласты многопластового объекта. В результате низкого охвата пластов заводнением за счет перераспределения закачки воды в один пласт, со временем происходило уменьшение эффективности вытеснения нефти водой. Анализируя приведенные характеристики, следует отметить, что на текущий момент значительные объемы закачиваемой воды фильтруются по уже заводненным промытым зонам и пропласткам.

В целом текущее состояние системы ППД можно оценить как удовлетворительное только для двух пластов, в то время как на других двух пластах не происходит никакого воздействия. Компенсация отбора закачкой снижена (до 80-90%), соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин доведено до оптимальной величины равной 4, произошла стабилизация пластового давления в зоне нагнетания и некоторый рост давления в зоне отбора, изыскиваются способы утилизации добываемой сточной воды.

Для совершенствования системы ППД необходимо обеспечить раздельную закачку воды в пласты, для повышения коэффициента охвата пласта заводнением провести изоляционные работы обводнившихся пластов и пропластков, провести ГТМ по увеличению продуктивности пластов, слабо подверженных фильтрацией, проводить активное применение гидродинамических (циклическое воздействие, изменение направления фильтрационных потоков и др.) и физико-химических (потокоотклоняющие технологии) методов увеличения нефтеотдачи пластов.

 

3

 

Оценку текущей компенсации можно произвести по формуле (6):

где b – объёмный коэффициент нефти, д.ед.; - плотность пластовой нефти, т/м³; - плотность воды, т/м³.

 

4

 

5

6

 

7

 

ЦЕЛЬ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ:

Пусть месторождение разбито на условно выделенные блоки, которые представляют собой отдельные площади, на которых реализована та или иная система разработки. Местоположение блоков на эксплуатационном объекте представлено на рисунке 8.

 

На примере фактических показателей эксплуатации объекта, оценить эффективность системы воздействия. Построить динамику пластового давления, динамику пластового давления в зоне отбора и закачки, оценить эффективность воздействия по предложенным зависимостям (1 - 5). Дать рекомендации по оптимизации существующей системы разработки.

Исходные данные:

Объемный коэффициент, д.ед.                                     1.076

Плотность нефти в пов. усл., т/м³                                0.885

Плотность воды пл.усл., т/м³                                        0.998

 

 

Сведения о запасах нефти:

№ блока	Начальные извл. запасы, тыс.т.	Начальные геол. запасы нефти, тыс.т
1	1038	4325
2	1034	4308
3	633	2636
4	1172	4883
5	1664	6935
6	1113	4639
7	1678	6993
8	1529	6371
9	1324	5517
10	1456	5886
11	922	3843
12	1462	6094
13	2332	9716
14	2109	8052
15	410	1709
16	1966	7793
17	748	3115
18	1751	7297
19	2762	11507
20	15520	36926

 

Сведения об энергетическом состоянии объекта: