Задачи авторского надзора, анализа, контроля и регулирования при реализации запроектированной системы разработки

Комплексные схемы и проекты разработки нефтяных место­рождений составляют по данным сравнительно небольшого числа скважин и, естественно, но могут учесть всех деталей строения и условий эксплуатации нефтяных залежей.

Поэтому в дальнейшем при реализации проектных документов важное значение приобретают вопросы авторского надзора за вы­полнением проектных решений, анализа, контроля и регулирова­ния запроектированного процесса разработки нефтяного место­рождения. В документах по авторскому надзору и анализу раз­работки обобщаются все материалы, накапливаемые в процессе разработки месторождения, вносятся необходимые коррективы в проектные решения и обосновываются мероприятия по регули­рованию разработки.

Авторский надзор ведется в период реализации системы раз­работки в соответствии с утвержденными проектными докумен­тами.

Рекомендации авторского надзора и анализа разработки должны исходить, главным образом, из принципиальных техно­логических решений, обоснованных в проектных документах. При этом необходимо, чтобы требуемые для их реализации за­траты соответствовали в основном объему капитальных вложений и эксплуатационным затратам, определенным комплексным проект­ным документом. Превышение затрат над проектными в резуль­тате реализации мероприятий, предусмотренных в процессе анализа разработки, не должно быть более 10%.

Задача регулирования разработкой сводится в основном к контролю и управлению всеми процессами, происходящими в пористой среде при фильтрации в ней нефти (изменение давления, температуры, газосодержания, направления фильтрацион­ных потоков жидкости и газа).

В зависимости от стадии разработки месторождения можно выделить следующие периоды в регулировании этого процесса: на стадии проектирования (составление комплексной технологи­ческой схемы, проекта, разработки); в процессе разбуривания месторождения и выхода ого на проектную мощность; на стадии начального периода промышленной разработки после выхода месторождения на проектную мощность; на стадии начального обводнения месторождения; на стадии обводнения всех скважин месторождения в последнем завершающем периоде его разработки.

Продуктивные горизонты многопластового нефтяного место­рождения, как правило, различаются но фильтрационным и коллекторским характеристикам. Эти характеристики могут в значи­тельной мере изменяться как по мощности, так и но простиранию. Широкий диапазон изменения особенностей геологического строе­ния, фильтрационных и коллекторских характеристик продуктив­ных горизонтов или пластов многопластовых нефтяных месторожде­ний, условий в них нефти и воды исключают возможность предло­жения единого метода регулирования их разработки.

Методы регулирования процесса разработки нефтяных место­рождений можно разделить на две группы:

без изменения системы воздействия или добуривания новых скважин;

путем частичного или полного изменения системы воздей­ствия и путем добуривания новых эксплуатационных и нагнета­тельных скважин.

К первой группе относятся:

а) мероприятия по увеличению гидродинамического совершен­ства скважин;

б) изоляция притока попутной воды в скважинах;

в) мероприятия по выравниванию профиля притока жидкости
или расхода воды по мощности пласта;

г) изменение режимов работы эксплуатационных и нагнета­тельных скважин;

д) одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых
месторождениях.

Ко второй группе относятся:

а) добуривание эксплуатационных и нагнетательных скважин
(в основном из резервного фонда);

б) приближение фронта нагнетания путем добуривания новых
скважин или переноса нагнетания в существующие скважины;

в) регулирование, связанное с изменением направления филь­трационных потоков (организация очагового и площадного завод­нения, разрезание залежи рядами нагнетательных, скважин).

Метод регулирования разработки однопластового и многопластового нефтяного месторождения следует выбирать с учетом геологотехнических условий и стадии разработки месторождения.

На стадии проектирования в в начальный период разработки многопластовых нефтяных месторождений в зависимости от особен­ностей геологического строения продуктивных пластов, их распо­ложения относительно друг друга, соотношения запасов и усло­вий залегания нефти в них могут быть предложены различные методы регулирования: опережающая выработка высокопродук­тивных пластов, содержащих основные запасы нефти; равноскоростная выработка всех пластов; опережающая выработка слабопроницаемых пластов со значительными запасами нефти.

Вследствие резкого различия коллекторских свойств и неоди­наковых запасов нефти по отдельным горизонтам или пластам многопланового нефтяного месторождения его разработка будет осуществляться крайне неравномерно со значительным запазды­ванием по горизонтам или пластам с худшей фильтрационной ха­рактеристикой.

Если продуктивные пласты многопластового нефтяного место­рождения можно выделить в отдельные объекты разработки и можно использовать оборудование для закачки жидкости в сква­жину, эксплуатирующей несколько пластов, и отбора из нее в целях обеспечения равноскоростной выработки слабопродук­тивных пластов можно рекомендовать повышение перепадов давлений или уменьшение расстояния между линиями отбора и нагнетания, или сочетание обоих этих методов. Перепад давле­ний можно повысить за счет увеличения давления на линии нагне­тания или применения форсированных режимов отбора. Расстоя­ние между линиями отбора и нагнетания можно уменьшить, пробурив дополнительные нагнетательные или эксплуатационные скважины, дренирующие слабопроницаемый пласт между этими линиями.

Выбор пути повышения перепада давлений или уменьшения расстояния между линиями нагнетания и отбора по слабопрони­цаемому пласту обусловлен конкретными геолого-техническими условиями разработки месторождения. Причем, как уменьшение расстояний между скважинами, так и повышение перепадов давлений между ними необходимо совмещать с четкой системой распределения объемов воды, нагнетаемой по всем продуктивным пластам в соответствии с их коллекторской характеристикой. Отметим только, что бурение дополнительных эксплуатационных или нагнетательных скважин на слабопроницаемый пласт между основными линиями отбора и нагнетания следует рекомендовать только при условии, когда при повышении перепадов давления не получают желаемых результатов или когда невозможно при­менять оборудование раздельной закачки и отбора.

В процессе проектирования необходимо рассматривать сле­дующие различные, возможные для использования на данном месторождении, методы и средства регулирования процесса раз­работки.

1. Увеличение плотности сетки эксплуатационных скважин, а также определение числа и выбор местоположения дополнитель­ных нагнетательных скважин по горизонту (пласту) с худшей про­ницаемостью.

2. Интенсификация процесса разработки горизонта с худшей геологопромысловой характеристикой за счет:

а)увеличения перепада давления между линиями нагнетания и отбора;

б)применение более интенсивной системы воздействия («раз­резание» на меньшие площади, очаговое заводнение).

3. Применение более эффективного процесса вытеснения нефти,
например, обогащенным газом или газом высокого давления.

Чтобы определить рациональный комплекс мероприятий по ре­гулированию системы разработки залежи, необходимо получить и обработать обширную информацию, характеризующую строе­ние и свойства продуктивного пласта, состояние залежи и факти­ческое прохождение процесса разработки.

Полный комплекс информации складывается из:

1)геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и залежи, глубины залегания, пространственного положения кровли и подошвы, формы и положения естественных границ и начальных контуров нефтеносности и газоносности;

2)коллекторских гидродинамических свойств продуктивного пласта (пористости, проницаемости, пьезопроводности, сжимае­мости, распределение их по площади и разрезу);

3)физической характеристики насыщающих пласт жидкостей (вязкость, плотность, усадка, давление насыщения);

4)дебитов, расходов и их распределения по мощности пласта, обводненности, забойных давлений, их динамики, коэффициентов совершенства скважин, распределения пластового давления;

5)текущего распределения насыщенности пласта различными жидкостью и газом по площади и мощности пласта.

Применяемые методы гидродинамических расчетов позволяют прогнозировать дебит залежи, среднее пластовое давление, об­водненность продукции, нефтеотдачу, распределение скважин по дебитам.

Прогнозировать обводненность продукции можно путем об­работки фактических данных за прошедший период эксплуатации и экстраполяции кривой обводненности по залежи на будущий период.

Для регулирования процесса изменения нефтенасыщенности необходимо изменять общую картину фильтрационных потоков в пласте и для наглядного изображения текущей нефтенасыщенности использовать карты равных нефтенасыщенностей и про­фили, характеризующие распределение этого параметра по мощ­ности пласта.

Изучение изменения пластового давления позволяет наиболее эффективно использовать энергию пласта, а систематическое наблюдение за изменением забойного давления — устанавливать заданный технологический режим работы эксплуатационных скважин.

Постоянный и надежный контроль за полнотой вытеснения и вымывания нефти закачиваемой водой и управление этими процессами — мероприятие, позволяющее эксплуатировать место­рождение при минимальной добыче воды из пласта на начальных этапах разработки залежи.

Контроль за перемещением контуров нефтеносности осуще­ствляется при помощи специальных контрольных скважин или путем непрерывного наблюдения за последовательностью обвод­нения эксплуатационных скважин.

Контроль за процессом разработки осуществляется путем анализа карт разработки и карт изобар, составляемых периоди­чески (ежеквартально), и зависимостей изменения дебитов, нефти, жидкости и закачки воды во времени.

Для оценки текущего состояния разработки залежи нефти строят и анализируют кривые эксплуатации, изменения пластового давления во времени и в зависимости от нарастающего отбора жидкости, карты изобар, отборов и закачки; определяют положе­ния и характер водонефтяных разделов, заводненные области и объемы газовых шапок.

В соответствии с задачами анализа, контроля и регулирования процесса разработки ниже излагаются методы определения сред­него пластового давления, рассматриваются вопросы применения карт изобар и зависимостей изменения фактических технологиче­ских показателей разработки залежи нефти во времени для ана­лиза, контроля и регулирования этого процесса.