Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Эксплуатационные объекты, завершаемые разработкой, с продуктивностью: 1 — небольшой и средней, 2 — высокой
Большие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом разработки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической характеристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки. По небольшим залежам, особенно расположенным в пределах многопластового месторождения или одной площади, для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработку, темпы разработки каждой из них могут не ограничиваться. При этом по группе залежей в целом будет продолжительное время обеспечиваться устойчивый уровень добычи. По малопродуктивным залежам существенных ограничений максимальных темпов разработки, и без того невысоких, обычно не вводят. В условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании систем разработки к концу III стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75 — 90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80-90%. На IV стадии темпы разработки снижаются с 2 % до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10 — 25% извлекаемых запасов нефти. Продолжительность стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода. Обводнение продукции нефтяных эксплуатационных объектов. При разработке объектов путем вытеснения нефти из пластов водой возрастает содержание воды в продукции скважин и объекта в целом.
Обводненность В (%) продукции, добытой за определенный период, определяется по формуле: где — количество попутной воды, полученной за период; — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот лее период. На каждом объекте в процессе его разработки обводненность продукции возрастает от нуля или от нескольких процентов до 95 — 99%. Однако динамика обводнения по объектам с разной геолого-промысловой характеристикой неодинакова (рис. 76).
Кривые для объектов с малой относительной вязкостью пластовой нефти ( до 5)* располагаются в правой части рис. 76. Из этих объектов на I стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV стадии рост обводнения замедляется. В целом кривые, соответствующие залежам маловязкой нефти, обычно вогнуты относительно оси "обводненность продукции", реже — близки к прямым линиям. В период высокого обводнения продукции (более 80 — 85%) из таких залежей отбирают не более 10 — 20 % извлекаемых запасов нефти. Расхождение в положении этих кривых обусловлено различием геологических особенностей залежей, а также технологии их разработки. Кривые, занимающие более высокое положение, отражающее ускоренный рост обводнения продукции, соответствуют объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, относительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне ее значений, соответствующем маловязким нефтям, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой.
Рис. 76. Динамика обводнения продукции в процессе разработки эксплуатационных объектов с различной вязкостью пластовой нефти: В — обводненность продукции; — начальные извлекаемые запасы нефти; II — II, III —III — границы завершения соответственно II и III стадий разработки; шифр кривых — значения относительной вязкости пластовой нефти
По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции — от 30-40 до 80%. Кривые обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) располагаются в левой части рис. 76. На таких объектах обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает быстро вплоть до 80 — 85%. После этого кривые выполаживаются. В период разработки залежей при высокой обводненности (более 80 — 85 %) из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85 %). Кривые залежей с вязкими нефтями в отличие от кривых залежей маловязких нефтей выпуклы в сторону оси "обводненность продукции". Они располагаются довольно тесно, что указывает на превалирующую роль повышенной вязкости нефти, которая затушевывает влияние других геолого-промысловых факторов. Следует отметить, что бесконтрольная эксплуатация скважин и пластов может приводить к неоправданному повышению темпов роста обводнения продукции. Поэтому необходимо четкое выполнение соответствующей конкретным условиям программы работ по ограничению отборов той воды, которая не выполняет работы по вытеснению нефти из пластов. В то лее время проведение необоснованных мероприятий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с невысокой обводненностью, изоляции обводняющихся пластов с незакончившимся процессом вытеснения нефти и др.) может приводить к повышенным потерям нефти в недрах. *Относительная вязкость — это отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды в пластовых условиях.
Темпы отбора жидкости. В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости , %: (XII.5) где — темп отбора жидкости; qmax — годовой отбор жидкости; — начальные извлекаемые запасы нефти объекта. Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми промыслово-геологическими факторами, которые на них влияют. Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта разработки таких залежей позволяет выделить три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение годовых отборов на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на II стадии, в 1,5 — 2,5 раза. Снижение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, а) характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокий максимальный темп добычи нефти (8— 10 % и выше) и низкая обводненность продукции (40 — 50 %) к концу основного периода. Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии (рис. 77, б) присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии несколько выше — обычно составляет 50 — 70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6 — 7 % начальных извлекаемых запасов. Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии (рис. 77,,) характерно для залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или пониженной проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площадей нефтеносности и водонефтяных зон. В этих условиях необходимость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III стадии (70 — 80 %, иногда и более). Рис. 77. Разновидности динамики добычи нефти (1) и отбора жидкости (2) из залежей: а— „ — залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками. I — IV — стадии разработки; Z — темпы добычи нефти и отбора жидкости; — начальные извлекаемые запасы нефти
На залежах нефти с повышенной вязкостью (рис. 76, „) обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40 — 50%, а к концу III стадии достигает 90 — 95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца I стадии и к концу III стадии могут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4 — 6 раз и более. На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии. Количество проходящей через залежь воды и конечное нефтеизвлечение. Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие диспергирования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно большим количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извлечения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта. Для изучения зависимости коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. На оси абсцисс графика откладывают количество прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэффициент извлечения нефти. Количество воды выражают через количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор принимают объем начальных балансовых запасов нефти в пластовых условиях. На рис. 78 приведены характеристики вытеснения, примерно соответствующие разновидностям динамики отбора жидкости, показанным на рис. 76. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезками, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появлением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. Видно, что с усложнением геолого-физической характеристики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5 — 2 до 6 — 7 и более. Из высокопродуктивных залежей основная часть запасов нефти извлечена в результате прохождения первого объема воды, с внедрением второго объема связан относительно небольшой прирост коэффициента извлечения. Чем хуже характеристика залежей, тем более снижается эффективность внедрения первого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов большим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффициента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0,6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5 — 0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7 — 8 объемов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4.
Рис. 78. Характеристики вытеснения нефти водой при разработке залежей. Залежи: а, б,, — маловязкой нефти (от а к „ геолого-промысловая характеристика залежи ухудшается), „ — вязкой нефти; — коэффициент извлечения нефти; VB — объемы внедрившейся воды
Из изложенного видно, что для каждой залежи особенности изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее характеристикой. Приведенные особенности динамики основных показателей разработки при вытеснении нефти из пластов водой, выявленные в результате обобщения опыта разработки, могут быть использованы при обосновании возможных показателей разработки новых залежей, с подобным диапазоном значений промыслово-геологических параметров, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов, при регулировании эксплуатации залежей. Таким образом, обобщение опыта разработки залежей с названными средними диапазонами параметров пластов позволило подразделить их на четыре группы с разной динамикой основных показателей разработки из-за различий в промыслово-геологической характеристике и в применяемых системах разработки. Выделение этих групп предопределяет начало составления схемы промыслово-геологического группирования нефтяных залежей (см. главу XVIII). Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика показателей будет иной — максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам предстоит определять, обобщая опыт их продолжительной разработки. На газовых эксплуатационных объектах весь период разработки одни специалисты подразделяют на три стадии, другие — на четыре. В первом случае III стадия отвечает III + IV стадиям разработки нефтяных объектов. Исходя из целесообразности унификации понятий, следует период разработки газовых залежей, так же как и нефтяных, делить на четыре стадии. I стадия — период бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи газа. II стадия — период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах. III стадия — период интенсивного падения добычи. IV стадия — завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами газа. Обобщение опыта разработки газовых залежей, выполненное А.Л. Козловым, П.Г. Шмыглей, М.Л. Фишем, И.Л. Леонтьевым, Е.Н. Храменковым и другими исследователями, свидетельствует о том, что для небольших залежей с запасами до 3 млрд. м3 основные показатели динамики добычи газа (продолжительность стадий, степень использования запасов за стадию и др.) изменяются в широком диапазоне значений. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количестве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением размеров залежей диапазон значений показателей сужается, особенно для крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом удаленных потребителей, заинтересованных в продолжительных устойчивых поставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необходимость продления II стадии разработки и, следовательно, некоторого ограничения темпов разработки в этом периоде. Продолжительность I стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м3 часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20 — 50 млрд. м3 она длится от 2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет. Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м3 в большинстве случаев находится в пределах от одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м3 изменяются в пределах от 5 до 30 %, с запасами 3 — 50 млрд. м3 обычно от 5 до 13%, на более крупных залежах примерно от 5 до 8 %. К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения добычи, из большинства объектов отбирается 40 — 70 % балансовых запасов газа. Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу этого периода 60 — 70 % балансовых запасов. Это существенно отличает динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Как уже отмечалось, из нефтяных эксплуатационных объектов к началу падения добычи отбирается 25 — 50% извлекаемых запасов, что соответствует всего 15 — 35% балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного более высокое текущее газоизвлечение. На III стадии из газовых объектов отбирают 20 — 30 % запасов газа. Количество действующих скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обводненных скважин (при упруговодонапорном режиме). Продолжительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, определяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях. IV стадия, завершаемая при приближении к минимальной рентабельной добыче из объекта, так же, как и на нефтяных объектах, по продолжительности соразмерна с первыми тремя стадиями, вместе взятыми. На газоконденсатных залежах, разрабатываемых с использованием природных видов энергии, выделяют те же стадии разработки, что и на газовых. При разработке газоконденсатных месторождений с реализацией сайклинг-процесса часть газа, закачиваемого после выделения из него конденсата обратно в пласт, в товарной продукции не учитывается. Вследствие этого динамика годовой добычи газа носит иной характер. Вопросы поиска закономерностей в динамике показателей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду.
Date: 2015-04-23; view: 1122; Нарушение авторских прав |