2 Технологическая часть

2.1 Основные решения проектных документов

(Данные из проектов берутся только по своему пласту)

Начинают анализ процесса разработки с решений проектных документов, которые в различное время были намечены по данному месторождению (пласту, объекту), с целью их сравнения с выполненными фактическими мероприятиями.

Вид и содержание проектного документа зависят от стадии разработки месторождения. Первым проектным документом всегда является проект пробной эксплуатации (ППЭ), так как на первой стадии разработки получают важнейшие данные о пласте и скважинах, необходимых для составления технологической схемы разработки.

Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения.

В техсхеме устанавливается система и технология разработки. В процессе ее реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения и указывается система разработки с применением заводнения или без нее.

Проект разработки составляется на стадии, когда месторождение разбурено на 70%, но в систему разработки и технологию еще можно внести существенные изменения.

Если в процессе эксплуатационного разбуривания выявляется невозможность дальнейшей эксплуатации по данной техсхеме (например, сокращение фонда скважин, из-за отсутствия пласта), то выполняется дополнение или уточнение к техсхеме, также может быть выполнено и к проекту разработки.

Если на месторождении внедрялись какие-либо отдельные проектные решения, изменяющие или дополняющие проектные документы, то указываются причины выполнения таких документов (например, уплотнение сетки скважин, в связи с высокой вязкостью, применение какого-либо метода повышения нефтеотдачи).

Каждый новый проектный документ дополняет и опирается на предыдущий.

Последним приводится проектный документ, по которому на анализируемую дату ведется разработка месторождения.

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Анализируемый пласт вводится в разработку чаще всего на упруговодонапорном режиме.

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

1-ая стадия (года) - называется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти и характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

ОПИСАНИЕ ПО ВСЕМ СТАДИЯМ ПО СХЕМЕ – бурение разведочного фонда, затем добывающего фонда – добыча нефти – дебит нефти – обводненность - бурение нагнетательного фонда – закачка и т.д.

2-ая стадия (года) - называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.

ОПИСАНИЕ

3-ая стадия (года) - называется падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти и увеличением роста обводненности.

4-ая стадия (года) - завершающая, конечная. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти и увеличение обводненности. Разработка месторождения ведется до предела рентабельности, что соответствует обводненности 98-99%.

Приводится график разработки и технологические показатели разработки пласта.

Г рафик разработки имеет вид:

Рассмотрим пример выделения стадий разработки по фактическим показателям разработки (таблица 2.1).

Таблица 2.1

Технологические показатели разработки пласта

Год	Число добывающих скв.	Нефть, тыс т	Жидкости, тыс т	Средний дебит нефти, т/сутки	Накопл. добыча нефти, тыс. т	Накопл. добыча жидк-сти, тыс т	Обводнен ность весовая, %	Темп отбора от НИЗ, % расч	Степень выработки от НИЗ, % расч
1	1	42,9	42,9	123,6	42,9	42,9	0,0	0,264	0,264
2	1	39,5	40,3	108,4	82,4	83,2	2,0	0,243	0,507
3	1	23,4	25,3	64,5	105,8	108,5	7,5	0,144	0,651
4	1	17,7	19,8	48,9	123,5	128,3	10,5	0,109	0,760
5	1	18,6	21,0	51,5	142,1	149,3	11,4	0,114	0,874
6	1	17,2	21,2	47,8	159,3	170,4	18,7	0,106	0,980
7	1	13,5	19,3	37,0	172,8	189,7	30,0	0,083	1,063
8	1	9,4	13,3	30,9	182,2	203,0	28,9	0,058	1,121
9	1	5,0	6,3	33,7	187,2	209,3	20,9	0,031	1,152
10	1	14,5	18,6	39,8	201,7	227,9	22,0	0,089	1,241
11	1	8,0	11,3	53,5	209,8	239,2	28,9	0,050	1,291
12	17	161,9	174,3	34,0	371,7	413,5	7,1	0,996	2,287
13	37	362,9	379,7	33,5	734,6	793,2	4,4	2,233	4,521
14	38	544,5	614,9	47,3	1279,1	1408,1	11,4	3,351	7,872
15	38	582,6	713,2	46,7	1861,7	2121,3	18,3	3,585	11,457
16	35	539,7	673,7	45,7	2401,5	2795,0	19,9	3,322	14,778
17	30	678,8	857,6	64,0	3080,2	3652,6	20,9	4,177	18,955
18	29	655,6	858,3	65,5	3735,8	4510,9	23,6	4,035	22,990
19	32	705,4	1108,9	63,8	4441,2	5619,8	36,4	4,341	27,331
20	32	631,6	1087,5	56,2	5072,9	6707,3	41,9	3,887	31,218
21	31	580,5	1048,7	52,6	5653,4	7756,0	44,6	3,573	34,790
22	29	559,8	1154,6	54,2	6213,3	8910,7	51,5	3,445	38,235
22	35	591,3	1199,6	49,0	6804,5	10110,3	50,7	3,639	41,874
24	40	569,3	1350,0	40,1	7373,9	11460,2	57,8	3,504	45,378
25	41	446,1	1501,3	30,8	7820,0	12961,5	70,3	2,745	48,123
26	42	381,3	1692,9	25,7	8201,3	14654,4	77,5	2,347	50,470
27	41	296,1	1843,2	20,7	8497,5	16497,6	83,9	1,822	52,292
28	41	227,2	1776,0	15,7	8724,7	18273,6	87,2	1,398	53,690
29	41	200,2	1900,6	13,9	8924,8	20174,2	89,5	1,232	54,922
30	40	161,4	1841,8	11,6	9086,2	22016,0	91,2	0,993	55,915
31	39	152,8	1711,8	10,9	9239,0	23727,8	91,1	0,940	56,855
32	39	130,5	1476,6	9,5	9369,5	25204,4	91,2	0,803	57,658
33	39	93,4	1297,7	6,6	9462,9	26502,1	92,8	0,575	58,234
34	40	74,6	1062,7	5,2	9537,5	27564,8	93,0	0,459	58,692

Разбивка на стадии разработки проводится только по 2 показателям: - годовой добыче нефти или темпу отбора ( ), который показывает процентное отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам.

Первоначально выделяем вторую стадию разработки, которая характеризуется максимальной добычей нефти и отклонением от нее на 10%.

В результате определяются границы между первой и второй стадией и началом третьей.

Таким образом, максимальная добыча достигнута в 19 году – 705.4т. тонн нефти, 10% от нее составляет 70.5т. тонн и вторая стадия определяется в интервале 634,9-705,4т. тонн. Значит первая стадия 1-16 год, вторая стадия 17-19 год. Начало третьей стадии 20 год.

Четвертая стадия характеризуется выполаживанием кривой добычи нефти относительно оси абсцисс. Обычно этому соответствует темп отбора нефти ниже 1% и увеличение обводненности выше 90%. Этим показателям соответствует 30 год, начало четвертой стадии разработки, где темп отбора – 0,993, обводненность 91,2%. Таким образом, определилась третья стадия разработки 20- 29 год.

Для некоторых месторождений характерно, что сразу за первой стадией начинается падение добычи нефти.

Такое явление характерно для месторождений с высоковязкой нефтью или когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы отбора 12-20% и более.

В случае присутствия воды в первой стадии необходимо выявить ее причину и провести анализ в подпункте 2.2.1.

Также может наблюдаться на какой-то стадии, чаще на третьей или четвертой, вновь увеличение добычи нефти, что связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр (ГТМ- геолого - технические мероприятия)- провести анализ в подпункте 2.2.2.

2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки (до закачки воды)

Изначально считается, что на первой стадии разработки обводненность отсутствует. Опыт разработки показал, что это не всегда так. Основные причины обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), делятся на две большие группы:

техническая и геолого-физическая, технологическая.

К техническим причинам обводнения в основном относятся:

-нарушение герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозии

-заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов

-нарушение технологии при разбуривании цементных мостов

К геолого-физическим и технологическим относятся - геологическое строение, неоднородность пластов, изменение проницаемости по площади залежи, а именно наличие:

- трещиновато- порового коллектора;

- водонасыщенного пласта с нефтесодержанием 0,5;

- водо-нефтяных зон (ВНЗ);

- высокой вязкости нефти;

- высокого темпа отбора нефти с начала эксплуатации и т.д.

Одним из главных факторов, определяющим обводнение, является неоднородность пластов по толщине (послойное обводнение) и по простиранию (прерывистость пластов, линзовидность), обводнение по площади залежи. Обводнение усиливается при высоком соотношении вязкостей нефти и воды, в результате возникновения явления конусообразования, наличия обширных водонефтяных зон (ВНЗ), заводнения и т.д.

Необходимо выяснить причину обводнения залежи, кратко описать теорию внедрения воды в залежь и ее обводнение.

2.2.1 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

В третьей и четвертой стадии падающей и завершающей добычи нефти анализируются ГТМ (геолого-технические мероприятия), которые применялись для замедления падения добычи нефти.

В таблице 2.2 приводится пример выполнения ГТМ за последние три года.

Геолого-технические мероприятия за период Таблица 2.2

Мероприя- тия	200…год		200….год		200….год
	Кол-во скв. штук	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв. штук	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв. штук	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв. штук	ВСЕГО Эффект т.тонн
ГРП	3	11,6	2	8,1	1	5,2	6	24,9
ОПЗ	3	1,8	1	2,3	2	6,3	6	10,4
СКО	7	7,0	4	3,7	1	0,9	12	11,6
РИР	-						-	-
ВСЕГО	1 3	20,4	7	14,1	4	12,4	24	46,9

Рассматривается эффективность мероприятий, представленных в таблице и кратко описывается теория, применяемых мероприятий и почему именно эти мероприятия использовались для достижения проектного КИН.

ГРП-гидроразрыв пласта (Теория)

ОПЗ- очистка призабойной зоны и т.д

2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

Большая часть месторождений у нас в стране разрабатывается с системой поддержания пластового давления, путем закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение в свою очередь делится на блоковое или рядное и площадное.

Анализ проводить по картам текущих отборов на дату анализа.

В данной главе необходимо осветить следующие вопросы:

- Какая система заводнения используется, согласно проекту, на месторождении, кратко описать теорию. Почему именно эта система принята для ППД ( влияние геологических и физико – химических свойств месторождения на выбор принятой системы заводнения: , вязкости или К проницаемости, неоднородности пласта и т. д ).

Провести анализ закачки воды в пласт и ее влияние на компенсацию отбора закачкой текущую и накопленную, на изменение пластового давления. Рассмотреть фонд нагнетательных скважин, ( - интенсивность ).

Если по пласту применялись методы регулирования, т.е. внедрение очагового, циклического заводнения, ИНФП (изменение направления фильтрационных потоков), увеличение фонда нагнетательных скважин, то необходимо написать с какой целью это внедрялось, и какие были получены результаты.

При блоковой системе заводнения, чаще всего, анализ разработки проводится по блокам. В этом случае, суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин определяется как сумма закачиваемой воды по отдельным скважинам.

Распределение закачки между соседними блоками производится пропорционально отборам жидкости по блокам. Закачка в очаговые скважины, относится к тем блокам, в которых они расположены.

Закачку воды можно разделить с начала разработки и за анализируемый период. Если закачка производится в два пласта, то распределение закачки по ним происходит также пропорционально накопленной добыче жидкости пластов.

В конце главы сделать выводы по разработке пласта с системой ППД, в случае необходимости выработать мероприятия по усилению системы заводнения.

Использовать таблицы. Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости, по фонду нагнетательных скважин по накопленной закачке, представлены в таблицах 2.3-2.4 и любые другие.

Таблица 2.3

Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости, м³/сут

Интервал изменения параметра	Количество скважин	% от общего количества
0-1	1	50,0
1-5	0	0,0
5-10	1	50,0
Итого	2	100,0

Таблица 2.4

Распределение фонда нагнетательных скважин по накопленной закачке,

тыс. м³

Интервал изменения параметра	Количество скважин	% от общего количества
0-10	0	0,0
10-50	3	60,0
50-100	1	20,0
100-150	0	0,0
150-200	1	20,0
Итого	5	100,0

2.3.1 Анализ изменения энергетического состояния залежи

В это понятие входит режимы залежей, запасы и расход пластовых вод, динамика и текущее состояние пластовых и забойных давлений. Причины падений пластового давления и т.д.

При разработке залежей нефти различают следующие режимы: водонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, режим растворенного газа, гравитационный и смешанные. Большинство залежей разрабатываются при вытеснении нефти водой, путем внедрения различных видов заводнения.

Для подтверждения правильности выбранного режима работы нужно рассматривать динамику изменения пластового давления в зонах отбора и состояние текущего пластового давления. Необходимо проанализировать динамику пластовых давлений и температуры (начальные и текущие значения), какое влияние на них оказала организация ППД. Использовать рисунки (2.1).

График изменения пластового давления

Рис 2.1

2.4 Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.

Данная глава начинается с приведения всех накопленных показателей на анализируемую дату: накопленная добыча нефти, жидкости, закачки воды, степени выработки месторождения, обводненности, достигнутого КИН.

Далее анализируем показатели разработки за последний год, с целью выработки решений для дальнейшей разработки пласта.

Рассмотрим фонд скважин и его изменение по дебитам нефти и жидкости и обводненности за последний год.

2.4.1 Характеристика фонда скважин

В данной главе анализ начинают с характеристики фонда скважин на анализируемую дату.

Указывается начало и окончание разбуривания месторождения. Если скважины не пробурены на дату анализа полностью, определяется степень выполнения объема бурения, сколько скважин осталось пробурить, причины отклонения от проекта. Фонд скважин приводится в таблице 2.5.

Таблица 2.5