Анализ разработки нефтяного месторождения

Разработку нефтяного месторождения анализируют методами проектирования, т.е. решают серию обратных задач проектирования: определяют основные параметры месторождения, которые затем используют при проектировании дальнейшего развития процесса.

Лучшей характеристикой месторождения является его полная история разработки – суммарные отборы нефти и жидкости, отношение суммарного отбора к геологическим запасам нефти(т.е. конечный коэффициент нефтеотдачи пластов), удельные начальные извлекаемые запасы нефти на одну пробуренную скважину, годовой темп отбора извлекаемых запасов нефти, долговечность скважин, суммарное число пробуренных скважин, удельные экономические затраты на единицу суммарного отбора нефти.

Характеристику месторождения желательно определить на ранней стадии процесса. Более того, на крупных месторождениях желательно иметь плотные участки сеткой скважин, сгущенной в 8-16 раз, для ускоренного определения основных параметров нефтяных пластов и испытания запроектированной …
технологии.

Проанализируем историю разработки одного крупного нефтяного месторождения Y (все величины приведены в условных единицах). Судя по текущей обводненности добываемой жидкости (66%), должна быть достигнута высокая степень выработанности извлекаемых запасов нефти. В действительности это не так. Хотя месторождение Y разрабатывают более двадцати лет, отобрано всего 40% от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти. Уже более десяти лет месторождение полностью разбурено по площади, однако бурение продолжают практически без снижение темпа. Сетка скважин по площади месторождения постоянно сгущается. Скважины бурят на различные эксплуатационные объекты, число которых по сравнению с первоначально выделенным увеличилось в два-четыре раза.

По фактическим показателям разработки этого месторождения были построены два графика (рис. 1): зависимость удельного годового отбора нефти на одну пробуренную скважину где — годовой отбор нефти по месторождению, — общее число пробуренных скважин) от накопленного отбора нефти к середине рассматриваемого t-го года и зависимость удельного годового отбора жидкости на одну пробуренную скважину где — годовой отбор жидкости по месторождению) от накопленного отбора жидкости к середине рассматриваемого t-го года

 

Рис. 1. Зависимость удельного дебита нефти и жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора нефти и жидкости (цифрами показаны года разработки)

 

По данным табл. 2 видно, что после двенадцати лет разработки месторождения наблюдается устойчивое снижение удельных годовых отборов нефти и жидкости в расчете на одну пробуренную скважину. Экстраполяция этих зависимостей (см. рис. 1) до пересечения с осью абсцисс показывает возможные при существующем числе скважин и

Таблица 2

год
17,1 15,6 11,6 12,2 12,0 11,2 10,6 10,3 9,8 8,2 6,5 5,4 4,5 3,8 3,5 3,1 2,9 2,8 2,5 2,3 — 3,6 7,9 13,4 21,6 31,1 41,8 53,9 67,9 83,4 99,2 113,5 125,7 136,7 146,6 156,2 165,6 184,3 193,4 202,2 17,2 15,7 12,9 12,4 12,5 11,9 12,4 12,6 12,8 10,5 8,6 7,8 7,5 7,4 7,1 6,7 — 3,7 13,9 21,7 31,5 42,8 56,1 72,4 91,8 114,5 139,6 165,2 213,4 236,5 283,9 308,5 333,6

существующей технологии эксплуатации суммарные отборы нефти и жидкости (соответственно и ). Экстраполяция до пересечения с осью ординат показывает амплитудные годовые отборы нефти и жидкости на пробуренную скважину (соответственно и ).

Анализ результатов экстраполяции для различных периодов времени (табл. 3) показывает следующее.

Существовавшая к концу I периода сетка скважин применяемая технология эксплуатации не обеспечивали отбор утвержденных извлекаемых запасов нефти позволяли отобрать только или всего 35%.

В следующий II период общее число скважин увеличилось на 660. При этом введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти увеличились на 20 с до а введенные в разработку начальные извлекаемые запасы жидкости стали Нефть отбирается при относительно невысокой средней обводненности добываемой жидкости 50%.

Скважины, пробуренные к началу II периода, имели удельные извлекаемые запасы нефти дополнительно пробуренные за II период оказались с удельными запасами Средние удельные запасы на одну скважину стали .

В следующем III периоде введенные начальные извлекаемые запасы нефти увеличились на с до При этом начальные извлекаемые запасы жидкости увеличились на с до т.е. увеличилась значительно больше, чем извлекаемые запасы нефти. Общее число скважин возросло на 680 с 2320 до 3000. Удельные извлекаемые запасы нефти на одну дополнительную скважину оказались что даже больше, чем было в конце II периода. Феномен высокой эффективности дополнительных скважин можно объяснить общим улучшением технологии эксплуатации – повышением забойных давлений скважин и соответственно пластовых давлений, некоторым снижением вязкости нефти и повышением предельной обводненности продукции.

В IV периоде введенные а разработку начальные извлекаемые запасы нефти увеличились с до Произошло это за счет увеличения общего числа пробуренных скважин с 3000 до 3800, а также за счет дополнительного увеличения предельной обводненности продукции. Удельные извлекаемые запасы нефти на одну дополнительную скважину оказались равными 0,056.

На основе изложенного можно сделать вывод, что для ввода еще не введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти при удельных запасах на дополнительную скважину потребуется пробурить скв.

Таблица 3

Пер Год
I II III IV 10-12 12-15 15-17 17-21 0,105 0,084 0,085 0,079 — 2,35 2,83 — — — — 3,5 5,56 — 0,033 0,088 0,056 — 0,50 0,43 0,35 0,0185 — 0,29 0,18 0,0185 0,0155 0,009 0,007 — 0,0202 0,014 0,0115 — 1,303 1,556 1,643

По рассматриваемому нефтяному месторождению Y кроме того была определена средняя продолжительность существования скважин до потери промышленной производительности – до перехода скважин в разряд малодебитных или выхода из строя и ликвидации. По этому месторождению из-за низкого темпа отбора извлекаемых запасов нефти выбытие скважин в основном происходит не по технологической причине, а из-за их ограниченной долговечности. Средняя долговечность оказалась равной лет, т.е. ежегодное выбытие составляет 3,5% от числа работающих скважин. Суммарное выбытие скважин составило 32,2%.

В рассматриваемый момент времени по месторождению Y было введено в разработку начальных извлекаемых запасов нефти уже было отобрано 200, в активной разработке находилось 100. Годовой темп отбора текущих извлекаемых запасов нефти составлял или 8,7%. В случае прекращения дальнейшего бурения скважин и ввода дополнительных извлекаемых запасов нефти годовая добыча нефти будет падать на 8,7% ежегодно. При этом в 22-м году будет добыто в 23-м году и т.д.

Таким образом, на отдельном примере было показано, что анализ, выполненный методами проектирования, позволяет в главных чертах определить текущее состояние и перспективу развития разработки нефтяного месторождения.

 

 

Вопросы для самоконтроля:

  1. В чем заключается расчет динамики разработки нефтяных месторождений?
  2. На чем основывается анализ разработки нефтяных месторождений?

 

Рекомендуемая литература:

1. В.Д. Лысенко. Оптимизация разработки нефтяных месторождений.

2. Ю.А. Балакиров.Оптимизация режимов работы скважин.