Введение

 
    Контроль  разработки любого нефтяного месторождения  осуществляется на протяжении всего  периода добычи нефти. Он проводится для того, чтобы получить надёжную информацию, необходимую для решения  следующих основных задач управления процессом разработки:

    - планирование видоизменений и уточнение принятой системы разработки;

• проектирования геолого-технических мероприятий по регулированию осуществляемой системы разработки;
• контроль степени выработки запасов;
• контроля энергетического состояния залежей;

    -контроля  технического состояния скважин и скважинного оборудования;

    - оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин;

• оперативного планирования распределения добычи нефти и закачки рабочих агентов по залежам, объектам, участкам, блокам, скважинам;
• оценки эффективности различных геолого-технических мероприятий по регулированию и интенсификации процессов разработки (переноса нагнетания, обработки призабойной зоны, изменение режимов работы скважины, ремонта скважин и т. п.).

Информация  по контролю за разработкой накапливается  в результате проведения комплекса  промысловых, гидродинамических и  геофизических исследований и измерений  в скважинах. Эти комплексные  исследования и измерения должны предусматривать проведение как единичных (разовых), так и систематических (периодических) замеров. К единым замерам относятся, например, определение начальных характеристик скважин (дебит, обводненность, коэффициент продуктивности, забойное и пластовое давление, профиль притока или поглощения); отбор и анализ проб нефти, газа и воды; определение эксплуатационных характеристик скважин и оборудования до и после ремонтных работ и т.п.

    Систематические исследования включают измерение дебитов, обводненность, газового фактора, количество взвешенных частиц в закачиваемой воде, забойных и пластового давления; выявление работающих (отдающих нефть, воду или газ в добывающих скважинах и принимающих воду в нагнетательных скважинах) и неработающих пластов; установление интервалов притока воды и обводненных пластов; выявление загазованных пластов и т.п.

    Примерная периодичность и виды гидродинамических  и промыслово-геофизических исследований и измерений по контролю разработкой  нефтяных месторождений имеют четкое разграничение по времени.

    В результате проведения указанного комплекса исследований по каждой скважине накапливается значительный объем информации, характеризующий как начальные геолого-технические условия, так и изменения эксплуатационных характеристик скважин на протяжении всего периода их существования. Такие задачи, управления процессом разработки, оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, оценка эффективности различных геолого-технических мероприятий, осуществляемых в скважинах, оперативное планирование распределения добычи нефти и закачки рабочих агентов по скважинам и др., требуют использования информации по каждой скважине практически независимо от данных по остальным скважинам и по всей залежи.

Однако  основной задачей современного анализа  разработки является определение мер по наиболее полному и эффективному использованию разведанных запасов нефти, по повышению нефтеотдачи всех пластов, объединенных в единый объект разработки. Решение этой задачи также базируется на использовании данных по индивидуальным скважинам, которые требуют синтеза всех сведений в масштабах объекта разработки. Непременное условие проведения анализа — создание модели геологического строения продуктивных пластов на основе проведения детальной корреляции разрезов скважин и использования текущей информации о работе пластов, их давлении, характере насыщения и т.п. В свою очередь, эти текущие данные, отнесенные к достоверной геологической модели, позволяют получить объективные и достаточно полные сведения о ходе и полноте выработки запасов нефти.

    Таким образом, геолого-промысловый анализ при контроле разработки нефтяных месторождений является комплексной задачей. Он требует использования многочисленных и разнообразных материалов геологических, промысловых, гидродинамических, геофизических и гидрогеологических исследований и измерений в скважинах. Эти материалы необходимо сопоставить, отобрать из них достоверные и синтезировать в обобщающую картину в масштабе всей залежи и месторождения. 
 

Таблица исходных данных

Теоретическая часть

      Результаты  разработки эксплуатационного объекта  или его части (пласта, блока, участка) характеризуются такими основными  показателями, как текущая (годовая, квартальная, месячная) и суммарная (накопленная) добыча нефти, газа, воды, жидкости. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разработки по времени в зависимости от нефтеотдачи (газоотдачи) или от степени использования извлекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

      Динамику  показателей разработки целесообразно  анализировать по стадиям, выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта.

      Весь  период разработки нефтяного эксплуатационного  объекта подразделяются на четыре стадии.

      Первая  стадия (освоение эксплуатационного объекта) характеризуется ростом добычи нефти при небольшой обводненности продукции. На этой стадии разбуривают основной фонд скважин и осваивают системы заводнения. Стадия заканчивается получением максимального уровня добычи нефти.

      Вторая  стадия (поддержание достигнутого наибольшего уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи или максимальным темпом разработки; на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс геолого-технических мероприятий по регулированию процесса разработки.

      Третья  стадия (значительное снижение добычи нефти) характеризуется прогрессирующим обводнением продукции, снижением добычи нефти на 10 - 15% в год. На этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки.

      Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью всех скважин и добываемой из объекта продукции.

      Первая  и вторая стадии, в течение которых  отбирается основная часть запасов  и сохраняются сравнительно высокие  темпы отбора начальных запасов, составляют основной период разработки; третья и четвертая стадии, соответствующие падению добычи нефти, - поздний период разработки.

      В некоторых случаях максимальная добыча нефти удерживается очень  непродолжительное время и вторая стадия отсутствует.

      Границы между стадиями разработки устанавливают  следующим образом. Ко второй стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10%. Предшествующие второй стадии годы относят к первой стадии разработки. Границу между второй и третьей стадиями проводят между последним годом второй стадии и первым после него годом с добычей, отличающейся от максимальной более чем на 10%. Границу между третьей и четвертой стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2%. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом.

      Характер  динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую очередь зависит от геологопромысловых особенностей залежей. Внедрение рациональных систем разработки и проведения работ по ее регулированию позволяют в значительной мере, но далеко не полностью нивелировать разницу в динамике основных показателей, обусловленную неодинаковой геологической характеристикой объектов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Добыча  нефти

      Первую  стадию разработки характеризуют главным  образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. Темпы роста добычи на этой стадии медленнее, а продолжительность стадии больше на объектах с большими площадью нефтеносности, глубиной залегания продуктивных пластов и усложняющими геологическими условиями бурения скважин. Очевидно, что продолжительность первой стадии может быть сокращена за счет увеличения производственной мощности и улучшения организации работы буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность первой стадии изменяется от одного года до 7 - 8 лет и более.

      Вторая  стадия характеризуется величиной  максимальных темпов разработки объекта, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запасов к моменту ее окончания. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3 - 4 до 16 - 20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи. Малая продуктивность, обусловленная низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти и другими факторами, частично может быть восполнена реализацией более активной системы разработки. Геологические факторы, обусловливающие величину продолжительности первой стадии разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью первой стадии вторая стадия начинается, когда разбурено лишь 60 - 70% площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по раннее пробуренным скважинам, т.е. приводят к увеличению продолжительности второй стадии разработки. Таким образом, продолжительность первой стадии и темпы добычи нефти на второй стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности первой стадии, может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организаций, осваивающих месторождение. Положительному решению этих задач может способствовать также правильная последовательность выполнения технологических мероприятий, предусмотренных проектным документом на разработку. На первой стадии разработки следует ограничиваться осуществлением той части проектных технологических мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности первой стадии.

      Продолжительность второй стадии по объектам с разными  характеристиками находится в основном в пределах от одного-двух годов до 8-10 лет. Наименьшая продолжительность характерна:

      для залежей с повышенным соотношением вязкостей нефти и вытесняющей  воды в пластовых условиях (т.е. с  относительной вязкостью пластовой  нефтью более 5 - 10), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 - 8%, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего обводнения скважин;

      для высокоперспективных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

      Весьма  сложной является третья стадия разработки, на которой вследствие истощения  значительной части запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30 -50% извлекаемых запасов нефти. Нарастающая в этот период обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

      Для характеристики третьей стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта  разработки при вытеснении нефти  водой показало, что темпы падения  добычи нефти на третьей стадии разработки на разных объектах зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях - от величины максимальных темпов добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи (а следовательно, и от тех геологических и других факторов, которые влияют на эти показатели).

      Накопленный опыт разработки залежей показывает, что в условиях вытеснения нефти  водой при должном совершенствовании  систем разработки к концу третьей  стадии, т.е. за основной период разработки, можно отбирать из объектов 75 - 90% извлекаемых запасов. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с высокой вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80 - 90%.

      Продолжительность четвертой стадии обычно велика и  нередко соизмерима с продолжительностью всего основного периода. На этой стадии из объекта при темпах разработки 2% и менее (средние темпы около 1%) отбирается 10 - 25% извлекаемых запасов нефти. 
 
 
 

Обводненность продукции нефтяных эксплуатационных объектов

      При разработке эксплуатационных объектов с вытеснением нефти из пластов  водой возрастает содержание воды в  продукции скважин и объекта  в целом.

      На  каждом объекте в процессе его разработки обводненность продукции возрастает от нуля или нескольких процентов до 97 - 99%. Однако динамика обводнения объектов с разной геологопромысловой характеристикой неодинакова.

      Из  объектов с малой относительной  вязкостью пластовой нефти на первой стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце второго или на третьей стадии. В конце завершающего периода разработки темпы роста обводнения снижается.

      На  объектах с высоко относительной вязкостью нефти обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает быстрыми темпами вплоть до 80 - 85%. После этого рост обводнения снижается. В период разработки залежей при высокой обводненности - более 80 - 85% - из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. Третья стадия завершается при высокой обводненности продукции — более 85%.

      Следует отметить, что бесконтрольная и нерегулируемая эксплуатация скважин и пластов  может приводить к повышению  темпов роста обводнения продукции по сравнению с предопределенными геологопромысловой характеристикой залежи. Поэтому необходимо четкое выполнение соответствующей конкретным условиям программы работ по ограничению отборов той воды, которая не выполняет работы по вытеснению нефти из пластов. В то же время проведение необоснованных мероприятий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с относительно невысокой обводненностью, изоляции дающих воду пластов с незакончившимся процессом вытеснения нефти и др.) может неоправданно   замедлять   рост   обводнения   продукции,   приводить   к повышенным потерям нефти в недрах. 
 
 
 
 

Темпы отбора жидкости

      В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добыча нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости.

      Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой  добычи нефти и обводнения продукции  и, следовательно, с теми геологопромысловыми  факторами, которые на них влияют.

Количество  проходящей через залежь воды и конечная нефтеотдача

      Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие диспергирования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно  большим объемом воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды - один из факторов, влияющих на величину коэффициента извлечения нефти, причем значение этого фактора возрастает с ухудшением геолого-геофизических показателей эксплуатационного объекта.

      Для каждой залежи особенности изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее геологопромысловой характеристикой.

      Приведенная характеристика динамики основных показателей  разработки нефтяных эксплуатационных объектов при вытеснении нефти из пластов водой, полученная в результате обобщения опыта разработки, используется при обосновании возможных показателей разработки новых залежей, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов. 
 
 
 
 
 
 
 

Описание  стадий разработки.

    Срок  разработки данного месторождения  делится на четыре стадии: первую, вторую, третью и четвертую.

    Продолжительность первой стадии разработки составила 5,5 лет - с 1949 до середины 1954 года. К концу  стадии добыча нефти составила 1676,38 тыс. т., воды — 15,11 тыс. т., жидкости – 1691,49 тыс. т. Среднегодовой темп добычи нефти составил 2,11% от извлекаемых запасов. Количество добывающих скважин, за стадию, увеличилось с 3 до 15 шт. Закачка воды не производилась.

     Продолжительность второй стадии разработки составила 4 года. К концу стадии добыча нефти составила 6079,909 тыс. т., воды – 94,91 тыс. т, жидкости – 6174,82 тыс. т. Среднегодовой темп добычи нефти составил – 7,39% от извлекаемых запасов. Количество добывающих скважин, за стадию, увеличилось с 15 до 16 шт. Закачка воды не производилась.

    В сумме за первую и вторую стадии добыча нефти составила — 7756,289 тыс. т., воды – 110,02 тыс. т., жидкости – 7866,306 тыс. т.

     Третья  стадия разработки имеет продолжительность 4 года. Накопленная добыча нефти за стадию составила 10925,95 тыс. т., воды —750,38 тыс. т., жидкости -11676,33 тыс. т. Среднегодовой темп добычи нефти составил 4,62% в среднем за стадию от начальных извлекаемых запасов. Количество добывающих скважин не изменилось. Закачка воды не производилась.

     Таким образом, с начала разработки за три  стадии накопленная добыча нефти  достигла 186282,24 тыс. т., воды- 860,4 тыс. т., жидкости – 19542,64 тыс. т.

      Продолжительность четвертой стадии составляет 12,5 лет. Накопленная добыча нефти за стадию составила – 43709 тыс. т., воды – 11138,48 тыс. т., жидкости -54848,02 тыс. т. Среднегодовой темп добычи нефти составил 1,76% от извлекаемых запасов. Количество эксплуатационных скважин к 1965 году уменьшилось на 1. В 1957 и 1968 увеличилось на 1, и достигло 17. Закачка воды не производилась.

     Таким образом, с начала разработки за все  четыре стадии накопленная добыча нефти  достигла 62391,78 тыс. т., воды – 11998,88 тыс. т., жидкости –74390,66 тыс. т. 
 
 
 
 

Заключение

    Разработка залежи проходила в четыре стадии. В 1951 году началось увеличение фонда эксплуатационных скважин. На конец разработки количество эксплуатационных скважин достигло 17, накопленная добыча нефти – 62391,78 тыс. т., воды – 11998,88 тыс. т., жидкости –74390,66 тыс. т. Обводненность продукции достигла 76,5%, выработка 95,7%.

    На  протяжении всего периода эксплуатации, залежь работала на упруговодонапорном режиме (под давлением краевых  вод). Закачка воды не производилась.

    При достижении 100% выработки из пласта возможно добыть 2803,4 тыс.т. нефти, 593,13 тыс.т. воды и 3396,53 тыс.т. жидкости.

      Для достижения максимальной выработки необходимо интенсифицировать темп отбора жидкости путем установки более производительных насосов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Библиографический список

    1. Иванова М.М. Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая

геология  и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.,1985.

    2. Справочник по нефтепромысловой геологии/Н.Е. Быков, А.Я. Фурсов, М.И. Максимова, А.Я. Фурсова - М.: Недра, 1981.

    3. Жданов М.А. Нефтегазовая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1981.

    4. Бенч А.Р., Петухов А.В. Анализ  разработки нефтяных залежей:  Методические указания. – Ухта: УИИ, 1996.-18с., ил. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Графические приложения:

Сводный график разработки

Зависимость выработки от темпа  добычи нефти

Зависимость выработки от обводненности

Фазовый портрет

Добыча  жидкости и средневзвешенное пластовое давление