Гіматудінов Ш.К. Розробка та експлуатація нафтових, газових та газоконденсатних родовищ - файл n1.doc
§6. ВИВЧЕННЯ ПРОФІЛІВ ПРИТОКУ І ПОГЛИНЕННЯ ПЛАСТІВ ДОБУТНИХ І НАГНЕТАЛЬНИХ СВЕРДЛОВИН
Мал. 111.12.Схема комплексного приладу «Потік-5»ВитратаQ
них лінз колектора і підвищення ефективності системи на пласт. Число свердловин цього фонду залежить від неоднорідності будови пласта, його уривчастості, особливостей застосовуваної технології вилучення нафти з надр.
.Параметр щільності сітки свердловин 5 С - площа об'єкта розробки, що припадає на одну свердловину, тобто ця величина дорівнює частці від розподілу площі нафтоносності на загальну кількість добувних і нагнітальних свердловин. я
Питомий видобувний запас нафти або параметр А. П. КриловаNc- відношення запасів нафти, що видобуваються, по об'єкту до загального числа свердловин. •
Параметр с - відношення числа нагнітальних свердловин до видобувних свердловин, тобто. . Цей параметр характеризує інтенсивність системи заводнення.
Параметр з Р — відношення числа резервних свердловин до свердловин основного фонду, тобто з р = /ір/л 0 .
Крім зазначених параметрів використовують ряд інших показників, таких, як відстань від контуру нафтоносності до першого ряду свердловин, відстань між рядами, ширина блоку та ін.
Для характеристики процесу вилучення нафти надр застосовують показники, що визначають у часі як інтенсивність, так і ступінь вилучення нафти, води і газу.
Видобуток нафтиqn— основний показник, сумарний за всіма видобувними свердловинами, пробуреними на об'єкт за одиницю часу, та середньодобовий видобуток>qHC,припадає однією .свердловину. Характер зміни у часі цих показників залежить як від властивостей пласта і рідин, що його насичують, а й від технологічних операцій, здійснюваних на родовищі різних етапах розробки.
Видобуток рідини - сумарний видобуток нафти і води в одиницю часу. Зі свердловин у чисто нафтоносній частині покладу протягом якогось часу безводного періоду експлуатації свердловин добувають чисту нафту. За більшістю родовищ рано чи пізно продукція їх починає обводнятися. З цього часу видобуток рідини перевищує видобуток нафти.
Видобуток газуqr.Цей показник залежить від вмісту газу в пластовій нафті , рухливості його щодо рухливості нафти в пласті, відношення пластового тиску до тиску насичення, наявності газової шапки та системи розробки родовища Видобуток газу характеризують з по-
потужністю газового фактора, тобто відношення обсягу видобутого зі свердловини за одиницю часу газу, наведеного до стандартних умов, до видобутку за ту саму одиницю часу дегазованої нафти. Середній газовий фактор як технологічний показник розробки визначають по відношенню до поточного видобутку газу до поточного видобутку нафти.
При розробці родовища з підтримкою пластового тиску вище тиску насичення газовий фактор залишається незмінним і тому характер зміни видобутку газу 'повторює динаміку видобутку нафти. Якщо ж у процесі розробки пластовий тиск буде нижчим за тиск насичення, то газовий фактор змінюється наступним чином. Під час розробки на режимі розчиненого газу середній газовий фактор спочатку збільшується, досягає максимуму, а потім зменшується і прагне нуля при пластовомутиску, що дорівнює атмосферному. У цей момент режим розчиненого газу перетворюється на гравітаційний режим.
Розглянуті показники відображають динамічну характеристику процесу вилучення нафти, води та газу. Для характеристики процесу розробки за весь період часу використовують інтегральний показник — накопичений видобуток. Нагромаджений видобуток нафти відбиває кількість нафти, видобуте з об'єкту за певний період від початку розробки, т. е. з пуску першої видобувної свердловини.
На відміну від динамічних показників, накопичений видобуток може тільки збільшуватися. Зі зниженням поточного видобутку темп збільшення відповідного накопиченого показника зменшується. Якщо поточний видобуток дорівнює нулю, то зростання накопиченого показника припиняється і залишається постійним.
Крім розглянутих абсолютних показників, що виражають кількісно видобуток нафти, води та газу, використовують і відносні, що характеризують процес вилучення продуктів пласта в частках від запасів нафти.
Темп розробкиz— відношення річного видобутку нафти до запасів, що витягуються, виражається у відсотках. Цей показник змінюється у часі, відбиваючи впливом геть процес розробки всіх технологічних операцій, здійснюваних на родовищі як у його освоєння, і у процесі регулювання. На рис. IV.1 наведено криві, що характеризують темп розробки у часі за двома родовищами з різними геолого-фізичними властивостями. Судячи з наведених залежностей, процеси розробки цих родовищ істотно різняться. По кривій / можна виділити чотири періоди розробки, які називатимемо стадіями.
Перша стадія (стадія введення родовища в екс-плутацію), коли відбувається інтенсивне буріння свердловин
5ЗамовленняN2359765основного фонду, темп розробки безперервно збільшується і досягає максимального значення до кінця періоду. На її протязі видобувають, як правило, безводну нафту. Тривалість її залежить від розмірів родовища та темпів буріння свердловин, що становлять основний фонд.
Досягнення максимального річного відбору запасів нафти не завжди збігається із закінченням буріння свердловин. Іноді воно настає раніше за термін розбурювання покладу.
Друга стадія (стадія підтримки досягнутого максимального рівня видобутку нафти) характеризується більш менш стабільними річними відборами нафти. Основне завдання цієї стадії здійснюється шляхом буріння свердловинрезервового фонду, регулювання режимів свердловин і освоєння повною мірою системи заводнення або іншого методу на пласт. Деякі свердловини до кінця стадіїперелетают фонтанувати, і їх переводять на механізований спосіб експлуатації (за допомогою насосів).
Третя стадія (стадія падаючого видобутку нафти) характеризується інтенсивним зниженням темпу розробки на тлі прогресуючого обводнення продукції свердловин при водонапірному режимі та різким збільшенням газового фактора при газонапірному режимі. Майже всі свердловини експлуатуються механізованим методом. Значна частина свердловин до кінця цієї стадії вибуває з експлуатації.
Четверта стадія (завершальна стадія розробки) характеризується низькими темпами розробки. Спостерігаються висока обводненість продукції та повільне зменшення видобутку нафти.
Перші три стадії, протягом яких відбирають від 70 до 95% від запасів нафти, утворюють основний період розробки. Протягом четвертої стадії витягують запаси нафти, що залишилися. Однак саме уцей період, що характеризує в цілому ефективність реалізованої системи розробки, визначають кінцеве значення кількості нафти, що видобувається, загальний термін розробки родовища і видобувають основний обсяг попутної води.
Як видно із рис. IV. 1 (крива2),для деяких родовищ характерно, що за першою стадією настає стадія падіння видобутку нафти. Іноді це відбувається в період введення родовища в розробку. Таке явище характерне для родовищ із в'язкими нафтами або тоді, коли до кінця першої стадії було досягнуто високих темпів розробки близько 12—20 %/рік і більше. З досвіду розробки випливає, що максимальний темп розробки не повинен перевищувати 8-10% рік, а в середньому за весь термін розробки його величина повинна бути в межах 3-5% / рік.
У практиці аналізу та проектування розробки нафтових родовищ використовують також показники, що характеризують темпи відбору запасів нафти в часі: темп відбору балансових запасівzі темп відбору залишкових запасівq*®=-&- , (IV.3)
де Q H)—накопичений видобуток нафти за родовищем залежно від часу розробки. Накопичений видобуток нафти66
67До кінця розробки родовища, тобто приt = tKlнафтовіддача
де / - Час розробки родовища; т - поточний час.
Виведемо формулу, що зв'язує показникифіг.З (IV.3) слід
Підставивши в останню рівність вираз дляqH=zM,будемо мати
dtФна рівні максимального, за іншими - зменшується, а по третіх - зростає. Такі ж тенденції ще більшою мірою виражені в третій і четвертій стадіях.Зміна темпу відбору рідини залежить від водонафтового фактора, витрати води, що нагнітається в пласт, пластового тиску і пластової температури.
Водонафтовий фактор - відношення поточних значень видобутку води до нафти на даний момент розробки родовища, що вимірюється в м 3 /т. Цей параметр, що показує, скільки обсягів води видобуто на 1 т отриманої нафти, є непрямим показником ефективності розробки та з третьої стадії розробки починає швидко наростати. Темп збільшення залежить від темпу відбору рідини.
При розробці покладів малов'язких нафт у кінцевому підсумку відношення обсягу видобутої води до видобутку нафти досягає одиниці, а для в'язких нафт збільшується до 5 м2 / т 8 м 3 /т і в деяких випадках досягає 20 м 3 /т.
Витрата речовин, що нагнітаються в пласт. При здійсненні різних технологій з метою на пласт використовують різні агенти, що поліпшують умови вилучення нафти з надр. Закачують у пласт воду чи пару, вуглеводневі гази чи повітря, двоокис вуглецю та інші речовини. Темп закачування цих речовин та їх загальна кількість, а також темп їхнього вилучення на поверхню з продукцією свердловин – найважливіші технологічні показники процесу розробки.
Пластовий тиск. У процесі розробки тиск у пластах, які входять у об'єкт розробки, змінюється проти початковим. Причому на різних ділянках площі воно буде неоднаковим: поблизу нагнітальних свердловин максимальним, а поблизу видобувних мінімальним. Для контролю за зміною пластового тиску використовують середньозважену за площею або обсягом пласта величину. Для визначення середньозважених значень використовують карти ізобар, побудовані на різні моменти часу.
Важливі показники інтенсивностігідродинамічної дії на пласт - тиску на вибоях нагнітальних і видобувних свердловин. По різниці між цими величинами визначають інтенсивність потоку рідини у пласті.
Тиск на гирлі видобувних свердловин встановлюють та підтримують виходячи з вимог забезпечення збору та внутрішньопромислового транспорту продукції свердловин.
Пластова температура. У процесі розробки цей параметр змінюється в результаті дросельних ефектів у привибійних зонах пласта, закачування в пласт теплоносіїв, створення в ньому фронту горіння, що рухається.