Из эксплуатационных объектов при вытеснении нефти водой

Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) харак­теризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разра­ботки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извле­каемых запасов принято называть динамикой соответствую­щих показателей разработки. При анализе разработки экс­плуатационных объектов и при обобщении опыта разра­ботки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

Основные показатели разработки выражают в абсолют­ных единицах измерения (добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т, добыча газа в млн. м³). Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запасов нефти. Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кро­ме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) за­пасов.

Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оце­нивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть + вода). Полученную с начала разработки на определенную дату добы­чу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах началь­ных извлекаемых запасов (степень использования извлекае­мых запасов).

Динамику указанных показателей разработки целесооб­разно анализировать по стадиям, выделяемым в общем пе­риоде эксплуатации объекта.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 74):

I стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты,
выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки (см. главу XVI);

III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурение резерв­ных скважин, изоляционные работы в скважинах, расши­ряют комплекс мероприятий по управлению процессом раз­работки;

Рис. 74 Стадии разработки эксплуатационного объекта

IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регули­рованию разработки и проведению комплекса технологичес­ких мероприятий по достижению запроектированного коэф­фициента нефтеизвлечения.

Границы между стадиями разработки устанавливаются сле­дующим образом. К II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10 %. Предшествующие годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III ста­дии. Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее па­дение, в которой темп разработки равен 2 %. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. В литературе нередко I и II стадии объединяют в ранний, а III и IV — в поздний перио­ды разработки.

Характер динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую оче­редь зависит от промыслово-геологических особенностей за­лежей. Внедрение соответствующих систем разработки и про­ведение работ по ее регулированию позволяют несколько ни­велировать разницу в динамике основных показателей по объектам с неодинаковой геологической характеристикой.

Характерные различия в динамике основных показателей разработки залежей нефти выявляются путем обобщения опыта разработки. При обобщении опыта проводится ук­рупненный сравнительный анализ истории разработки по залежам с разными геологическими характеристиками. Срав­нение проводят по одноименным стадиям разработки.

Сравнивают кривые, отражающие годовую добычу нефти и жидкости, динамику обводнения продукции, нефтеизвлече­ния и др.

Для удобства сравнения и обеспечения надежности выво­дов придерживаются следующих правил:

· годовые показатели добычи нефти и жидкости выражают в процентах от начальных извлекаемых запасов, т.е. в виде темпов добычи;

· динамику всех годовых показателей рассматривают в от­носительном времени — на оси абсцисс показывают не годы разработки, а начальные извлекаемые запасы, принятые по каждому из анализируемых объектов за 100 %;

· для обобщения опыта отбирают залежи, находящиеся в завершающем периоде разработки, из которых получено бо­лее 80 % начальных извлекаемых запасов; это обеспечивает надежность определяемых годовых темпов разработки, по­скольку обычно к этому времени запасы можно считать до­стоверными; к тому же к этому времени уже формируются представительные кривые показателей разработки за три стадии и за начало четвертой.

Ниже приведены некоторые результаты обобщения опыта по залежам нефти, введенным в разработку в 50-х годах, в основном в Волго-Уральском нефтяном регионе, по отдель­ным залежам Северного Кавказа и других регионов.

Это объекты, как правило, с большими запасами нефти, относительно благоприятными геологическими условиями — со средней проницаемостью пластов более 0,1 мкм², вязкос­тью пластовой нефти до 30 мПа·с, с высокой нефтенасыщенностью пластов (0,75 — 0,9), с разной степенью неоднороднос­ти продуктивных пластов.

Динамика основных показателей разработки по этим объ­ектам рассмотрена ниже.

Добыча нефти. I стадию разработки характеризуют глав­ным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и ста­дия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность I стадии можно суще­ственно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность I стадии изменяется от одного года до 7 —8 лет и более. Практически по всем объек­там за I стадию отбиралось около 20 % начальных извлекае­мых запасов.

II стадия характеризуется максимальным темпом разра­ботки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запа­сов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разра­ботки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах — от 4 до 16 —20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличе­нием продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносно­сти в связи с большой продолжительностью I стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60 — 70 % площади эксплу­атационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в раз­работку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробурен­ным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжи­тельности II стадии разработки. Таким образом, продолжи­тельность I стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжитель­ности I стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения. Важна также правильная последовательность выполнения проектных технологических мероприятий. На I стадии разработки следует сосредото­чивать внимание на той части проектных мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных тем­пов разработки и сокращения продолжительности I ста­дии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными ха­рактеристиками находится в пределах от 1—2 до 5 — 8 лет. Малая продолжительность характерна:

ü для залежей с повышенной относительной вязкостью пла­стовой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 — 8 %, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за про­грессирующего обводнения скважин;

ü для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При ц₀ менее 5 она составляет 50 %, а при более высоких значениях — 25 — 30%. Называя эти ориентировочные циф­ры, следует отметить следующее.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию систе­мы разработки и ее регулированию. При преждевременном снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, молено предполагать завышенность извлекаемых запасов.

2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулиро­ванию разработки из объекта отобрано 65 — 70 % и более из­влекаемых запасов, молено предполагать, что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.

Весьма сложной является III стадия разработки, в которой из-за истощения запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбира­ется 30 — 50% извлекаемых запасов нефти. Нарастающая об­водненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замед­ления падения добычи и ограничения отборов попутной во­ды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

Для III стадии весьма показателен среднегодовой темп па­дения добычи. Обобщение опыта разработки при вытесне­нии нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии зависят от показателей добычи на предшеству­ющих стадиях — от максимального темпа добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добы­чи (а следовательно, и от тех геологических и других факто­ров, которые влияют на эти показатели).

С целью одновременного учета влияния этих двух показа­телей на темпы падения добычи на III стадии разработки можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения мак­симального темпа разработки объекта в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

(XII.1)

(XII. 1)

где - максимальная годовая добыча нефти; — на­чальные извлекаемые запасы нефти; q_i — добыча нефти за i -й год первых двух стадий; — продолжительность пер­вых двух стадий разработки.

Средний темп падения добычи на III стадии определя­ют как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают отношением годового снижения добычи нефти к добыче пре­дыдущего года):

(XII.2)

где q_i — добыча нефти за i-й год III стадии; — добыча нефти за год, предшествующий i-му; — продолжительность трех стадий; — продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснени­ем нефти водой, получена прямолинейная зависимость , описываемая формулой

(XII.3)

Из рис. 75 видно, что в зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи средне­годовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30 — 35 %. Небольшие темпы падения добычи обычно характер­ны для залежей с повышенной вязкостью нефти. Для зале­жей маловязкой нефти темпы падения выше и достигают наибольших значений при сочетании высокой проницаемос­ти пород и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки до начала падения до­бычи.

Рис. 75. Зависимость среднегодовых темпов падения добычи из эксплуатационных объектов на III стадии разработки от интенсивности использования запасов в предшествующий период разработки.