Нефтяные месторождения после их выявления разведываются и подготавливаются к промышленной разработке.
После подготовки месторождения нужно составить достаточно эффективную технологическую схему
В процессе проектирования необходимо выбрать такую систему разработки, чтобы она обеспечила достаточные уровни добычи нефти, обеспечивающие полную окупаемость капитальных вложение в течение 5-6 лет и максимум прибыли на последующих стадиях разработки.
Таким образом, следует указать, что научно-обоснованный выбор системы разработки на стадии составления технологической схемы разработки является определяющим для всей дальнейшей разработки месторождения.
Нефтяные месторождения как правило являются многопластовыми. По мере разбуривания залежей уточняется геологическое строение эксплуатационных объектов. Уже в период освоения залежей проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточнения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки.
Цели регулирования процесса разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработки. В первую очередь, с помощью регулирования должна быть обеспечена запланированная динамика добычи нефти по всем объектам месторождения.
Можно выделить три основные цели регулирования процесса разработки.
На начальной стадии разработки регулирование должно способствовать выводу всех объектов месторождений на максимальный проектный уровень отбора нефти за счет наиболее полного использования применяемой системы. Масштабы работ по регулированию разработки особенно возрастают в конце II и III стадии разработки, когда будет решаться задача сохранения максимального уровня добычи нефти возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи.
Другой важной целью регулирования разработки является достижение по всем залежам месторождения проектного коэффициента нефтеизвлечения (КНИ). Последнее решается с помощью применения новых методов повышения нефтеизвлечения и ОПЗ скважин.
Третья цель регулирования – всемерное улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеизвлечения отбора попутной воды.
Р.Х. Муслимов дает следующее определение регулированию разработки
Регулирование процесса разработки – это целенаправленное управление движением жидкости в пласте в соответствии с запроектированной системой разработки и постоянное ее совершенствование с учетом:
• изменения представления о геологическом строении объекта,
• путем установления оптимальных режимов работы скважин,
• использования новейших научно-технических достижений для улучшения ТЭП разработки за счет сокращения добычи попутной воды и закачки агента, создания условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях достижения проектной нефтеотдачи.
Регулирование процесса эксплуатации залежи начинается после начала разбуривания залежи и начала добычи нефти.
Учитывая, что процесс разработки нефтяной залежи является сложным технологическим процессом с большим количеством взаимосвязанной информации, параметры которой изменяются во времени, применяются сложные и многообразные технические средства, в проектах разработки обязательно дожжен быть раздел, в котором формулируются основные цели и основные технологические, технические и экономические ограничения регулирования процесса эксплуатации залежей.
Необходимость постоянного регулирования процесса разработки определяется следующими обстоятельствами:
1) как было уже указано выше, обоснование системы разработки при проектировании производится по данным ограниченного числа скважин, геологическое строение залежи еще изучено слабо. С появлением новых данных возникает необходимость уточнения геологической модели месторождения;
2) в процессе разработки непрерывно меняется распределение запасов нефти и воды по площади и разрезу залежи. Это также требует постоянного развития ранее принятых технологических решений, перераспределения объемов добычи нефти и закачки рабочего агента между скважинами и участками залежи, принятия мер по вовлечению в разработку слабо дренируемых и не дренируемых запасов нефти, т.е. обширного комплекса мероприятия по регулирования процесса разработки с учетом постоянно меняющихся геолого-технических условий выработки запасов.
Цели регулирования разработки вытекают из требования обеспечения рациональной системы разработки, которые можно сформулировать так:
• улучшение динамики добычи нефти за весь период разработки;
• обеспечение максимального КИН за проектный срок разработки;
• максимально возможное ограничение затрат на эксплуатацию месторождения.
Классификация методов регулирования
Для регулирования процесса разработки применяется большое количество мероприятий и способов, которые можно объединить в две большие группы:
• регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектированной системы разработки,
• регулирование путем частичного изменения системы разработки.
1. Регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектированной системы разработки:
• увеличение гидродинамического совершенства скважин (дострел, ГРП, ОПЗ),
• изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах,
• выравнивание притока жидкости или расхода воды по толщине пласта,
• изменение режимов работы нагнетательных скважин (изменение закачки воды, перераспределение закачки по скважинам, ФОЖ, периодическая закачка, остановка скважин, изоляция пластов, нестационарное заводнение и др.)
• изменение режимов работы добывающих скважин (изменение отборов жидкости, отключение обводненных скважин, ФОЖ, периодическая эксплуатация, оптимизация забойных давлений и др.)
• совершенствование первичного и вторичного вскрытия пластов,
• бурение дублеров,
• одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) и закачка (ОРЗ).
2. Регулирование путем частичного изменения системы разработки:
• оптимизация размеров эксплуатационных объектов,
• оптимизация размещения и плотности сеток скважин (бурение дополнительных скважин на линзах, тупиковых зонах, на линиях стягивания контуров, ВНЗ, в слабопроницаемых пластах),
• совершенствование системы заводнения (дополнительное разрезание, ввод очагов, перенос нагнетания, оптимизация давления нагнетания),
• применение горизонтальных технологий (БС, БГС, ГС),
• применение ОРЭ скважин,
• применение МУН.
Рассчетная часть
Этап
1. Определение начальных геологических запасов нефти G объемным методом.
Геологические запасы нефти в пластовых условиях
(м3)
где F – площадь залежи внутри контура нефтеносности, м2; h - нефтенасыщенная толщина пласта, м; m – открытая пористость пласта-коллектора, доли единиц; Кнеф – коэффициент нефтенасыщенности коллектора, показывающий какую долю порового объема пласта занимает нефть, доли единицы.
где Sсвяз.вод – связанная или начальная водонасыщенность, показывающая какую долю порового объема нефтенасыщенного пласта занимает вода, оставшаяся в порах в процессе формирования нефтяной залежи. определяется по лабораторному изучению керна и геологически исследованиями скважины.
м3
2. Определение конечного коэффициента нефтеизвлечения КНИ:
где Кохв – коэффициент охвата залежи заводнением. Показывает, какая доля нефтенасыщенного объема залежи подвергается вторжению воды. Зависит в первую очередь от степени неоднородности коллектора: чем неоднородность больше, тем Кохв меньше.
Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой. Определяется при многократной промывке керна водой в лабораторных условиях. характеризует процесс вытеснения нефти из пор коллектора.
3. Определение начальных извлекаемых запасов нефти НИЗ.
Начальные извлекаемые запасы нефти в пластовых условиях:
(м3)
(м3)
4. Перевод величин начальных и извлекаемых запасов из пластовых условий в поверхностные и из объемных единиц в весовые.
При поднятии нефти на поверхность ее объем уменьшается вследствие выделения растворенного газа. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему нефти на поверхности называется объемным коэффициентом нефти:
Отсюда: 
Величина, обратная объемному коэффициенту Вн, используется в подсчете запасов нефти и называется пересчетным коэффициентом Кпер.
(м3)
(м3)
В отечественной практике принято запасы нефти, добычу жидкости, нефти и воды в поверхностных условиях представлять в весовых единицах измерения – в тоннах или в тыс.тонн:
тыс.тонн
тыс.тонн
Этап
1. Определение фактической годовой добычи жидкости Qжид по заданным годовым темпам отбора от НИЗ
Годовая добыча жидкости:
где n – год разработки
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
2. Определение фактической годовой добычи воды Qвод по заданной среднегодовой обводненности добываемой жидкости
Годовая добыча воды:
где n – год разработки
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
3. Определение фактической годовой добычи нефти Qнеф
Годовая добыча нефти:
где n – года разработки
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
4. Определение фактической накопленной добычи нефти ΣQнеф на конец каждого года разработки
Накопленная добыча нефти:
где n – год разработки
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
тыс.т
5. Определение фактических долей отобранных начальных извлекаемых запасов %НИЗ на конец каждого года разработки
(%)
где n – год разработки
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
6. Определение фактических годовых темпов отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (Zн%НИЗ) на конец каждого года разработки
(%)
где n – год разработки
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
Таблица 1
Сводная таблица результатов расчета на 1 и 2 этапе
| год | НИЗ тыс.т | Zж % | Qжид тыс.т | Qвод тыс.т | Qнеф тыс.т | ΣQнеф тыс.т | %НИЗ % | %Воды % | Zн % |
| 0,5 | 62,3 | 62,3 | 62,3 | 0,5 | 0,5 | ||||
| 1,8 | 224,3 | 224,3 | 286,6 | 2,3 | 1,8 | ||||
| 3,2 | 398,7 | 398,7 | 685,3 | 5,5 | 3,2 | ||||
| 4,53 | 564,4 | 564,4 | 1249,7 | 10,0 | 4,53 | ||||
| 5,95 | 741,4 | 741,4 | 1991,1 | 6,0 | |||||
| 6,76 | 842,3 | 842,3 | 2833,4 | 22,7 | 6,76 | ||||
| 7,0 | 872,2 | 872,2 | 3705,6 | 29,7 | |||||
| 7,2 | 897,1 | 25,1 | 4577,6 | 36,7 | 2,8 | ||||
| 7,2 | 897,1 | 37,7 | 859,4 | 43,6 | 4,2 | 6,9 | |||
| 7,2 | 897,1 | 68,2 | 828,9 | 6265,9 | 50,2 | 7,6 | 6,65 |
Этап
На данном этапе требуется сделать прогноз добычи нефти из залежи на следующие 10 лет разработки.
После полного разбуривания залежи основным фондом скважин дальнейшая динамика добычи нефти в первую очередь зависит от характера обводнения залежи, определение которого часто является основной проблемой при прогнозировании добычи нефти.
Одним из методов прогноза добычи нефти, который мы и будем применять в данной работе, является использование фактических результатов разработки залежей-аналогов, извлекаемые запасы которых полностью или почти полностью выработаны.
Аналогами друг друга по характеру выработки запасов могут являться залежи с однотипным геологическим строением, одинаковыми режимами работы пласта, типом коллектора и его степенью неоднородности, соотношениями фазовых проницаемостей, отношением вязкостей нефти и воды, а также одинаковым термодинамическими характеристиками залежи.
В нашей работе всем эти перечисленным выше условиям соответствуют залежи А и В. Необходимо для дальнейших прогнозных расчетов из данных двух залежей выбрать залежь – аналог, основываясь при этом на сравнении фактических показателях выработки извлекаемых запасов залежи и залежей А и В.
В первую очередь нас будут интересовать соотношения доли отобранных извлекаемых запасов %НИЗ и соответствующей ей текущей обводненности продукции % Воды.
1) Фактические показатели выработки извлекаемых запасов нашей залежи с 1 по 10 год представлены в таблице 4. Фактические показатели выработки извлекаемых запасов залежей А и В за весь срок разработки представлены на рис.П.3.1, а также в таблице 3.
2) При проведении сравнения видно, что аналогом нашей залежи может являться залежь В, так как при равных долях отбора от извлекаемых запасов % НИЗ величины обводненности %Воды совпадают.
3) Следовательно, мы можем использовать кривую «В» на рисунке 1 для экстраполяции (продолжения) хода разработки нашей залежи на прогнозный период с 11 по 20 год.