Разработка нефтяных месторождений при заводнении.

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение — самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90 % всей нефти добывают из заводняемых месторождений. Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 - 10 МПа, а в ряде случаев — 15 - 20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду.

Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случаях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и затем применительно к конкретной системе разработки – расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

№21 Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений, задачи каждого из них.

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществ­ляется в целях:

- оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуще­ствлению;

- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совер­шенствованию.

Контроль включает в себя следующие методы:

1.Промысловые методы контроля.

2.Геофизические …..

3.Гидродинамические …..

4.Физико-химические …….

Как правило эти методы применяются в комплексе, но каждый из них имеет определенные задачи.

Задачи промысловых методов.

1) контроль за динамикой дебитов;

2) контроль за процессами обводнения продукции скважин;

3) контроль за динамикой фонда скважин;

4) контроль за текущими показателями (суточные, месячные, квартальные, годовые отборы и закачки);

5) контроль за стадийностью разработки месторождения (по динамике годовых отборов нефти);

6) контроль за темпом разработки (по величине годового отбора нефти в % от цифры извлекаемых запасов);

7) контроль за текущим показателем компенсации годовых отборов жидкости закачкой;

8) контроль за накопленными показателями (нефти, жидкости, закачки);

9) контроль за динамикой накопленной компенсации на начало каждого года;

10) контроль за эффективностью различных ГТМ по характеристикам вытеснений;

11) определение текущей нефтеотдачи по объектам разработки и по месторождению.

В многопластовых м/р перечисленные задачи решаются по отдельным ЭО.

2.Задачи геофизических методов контроля:

1) контроль за распределением коллекторов в объеме объекта разработки;

2) контроль за распределением начальной нефтенасыщенности в объеме каждого эксплуатационного объекта;

3)контроль за работающими интервалами в добывающих и нагнетательных скважинах;

4)контроль за источниками обводнения продукции добывающих скважин;

5)контроль за интервалами обводнения объектов разработки методами ИННК в контрольных скважинах (в т.ч. в транзитных скважинах);

6)контроль за текущей нефтенасыщенностью объектов разработки по результатам комплексного каротажа уплотняющего фонда скважин;

7)контроль за интервалами обводнения добывающих скважин методами термо-, плотно- и влагометрии;

8)контроль за эффективностью различных ГТМ в скважинах (при использовании методов интенсификации, изоляции водопритоков, при применении потокоотклоняющих технологий и т.д.).

3.Задачи гидродинамических методов контроля:

Методами исследования скважин на установившихся режимах решаются задачи:

1) контроль за процессами самоочистки ПЗП (до 5-6 месяцев после освоения скважин);

2) контроль за динамикой коэффициентов продуктивности (К_пр) скважин при процессах обводнения продукции скважин;

3) контроль за распределением К_пр по площади разбуренного объекта разработки;

4) контроль за динамикой К_пр при различных ОПЗ (СКО, ГРП, изоляционных работах и прочих ГТМ);

5) контроль за динамикой К_пр при разукрупнении эксплуатационных объектов (ЭО);

6) то же при приобщении пластов.

Методами исследования по КВД решаются дополнительные задачи:

1) выявление кольцевых неоднородностей в ПЗП;

2) выявление литологических и тек тонических границ в УЗП;

3) оценка эффективности ОПЗ скважинах.
Методами гидропрослушивания решаются задачи:

1) устанавливается характер гидродинамической связи между скважинами;

2) контролируется характер гидродинамической связи залежи нефти и законтурной зоны пласта;

3) контроль за характером гидродинамической связи между пластами;

4) расчет средних параметров пласта в зоне реагирования скважин.

4. Задачи физико-химических методов:

1) Определяются источники обводнения продукции скважин.

2) Контроль за проведением трассерных исследований (закачка красителей, изотопов).

3) Контроль за работой пластов в едином фильтре методами фотоколориметрии нефтей (по коэффициенту светопоглощения).