Материал: Разработка нефтяных месторождений.

Особо выделяют данные о неоднородности, необходимые для построения модели слоисто-неоднородного пласта, используе­ мой затем в процессе расчета разработки месторождения.

Необходимо получить и включить в проектный документ параметры, характеризующие физико-химические свойства неф­ ти, газа и воды и, если необходимо, параметры фазового со­ стояния смесей углеводородов. К основным физико-химическим параметрам нефти относятся вязкость (зависимость ее от тем­ пературы в пластовых и поверхностных условиях), плотность» начальное газосодержание, давление насыщения и объемный коэффициент. Для пластовой воды важно знать ее плотность, вязкость, основной состав растворенных в ней веществ.

Если для .расчета процесса разработки нефтяного место­ рождения используют модель непоршневого вытеснения, то не­ обходимо иметь зависимости (кривые) относительных проницае­ мостей для нефти и воды, в том числе модифицированных от­ носительных проницаемостей. Если применяют модель поршне­ вого вытеснения, следует определить данные зависимости теку­ щей нефтеотдачи от степени промывки для образцов пласта различной проницаемости. Наконец, нужно знать геологические запасы нефти в пластах месторождения, разработка которого проектируется, а также запасы растворенного в нефти и свобод­ ного газа.

При подготовке впервые составляемой для месторождения технологической схемы анализируют параметры эксплуатации разведочных или опытных скважин. В результате комплексного геолого-физического изучения месторождения, данных об экс­ плуатации разведочных скважин, на основе опыта разработки аналогичных месторождений рассматривают возможные вари­ анты системы разработки с различным объединением плас­ тов в объекты разработки и применением различных техноло­ гий извлечения нефти из недр.

Для расчета показателей разработки обосновывают и при­ нимают различные модели разработки и расчетные схемы.

На основе моделей разработки определяют технологические показатели для рассматриваемых вариантов. До расчетов при­ водят сводку принятых исходных данных.

Во время составления проектов разработки, когда уже имеются данные предыдущей эксплуатации месторождения со­ гласно ранее принятой и осуществленной технологической схе­ ме, стремятся добиться совпадения фактических и расчетных данных путем адаптации используемых моделей разработки к фактическим данным либо за счет некоторого изменения исход­ ных данных, либо применения иных моделей.

Если систему в проекте не предполагается существенно из­ менять, можно использовать эмпирические методики прогнози­ рования разработки месторождения, адаптированные к дан­ ным предыдущей разработки.

306

Зная систему и технологические показатели в различных вариантах разработки месторождения, можно рассчитать тех­ нико-экономические и экономические показатели. Так, опреде­ ляют по вариантам максим-альный (проектный) уровень добычи нефти и жидкости, максимальный темп разработки, год выхода месторождения на максимальный уровень добычи нефти, про­ должительность добычи нефти на этом уровне. За первые 5, 10 и 15 лет определяют накопленную добычу нефти, накоплен­ ную добычу жидкости, объем закачиваемой воды или других веществ в пласты. Оценивают срок разработки месторождения и конечную нефтеотдачу.

Для характеристики систем разработки в различных вари­ антах учитывают параметры SCl Nкр, со и шр, а также фонд до­ бывающих, нагнетательных и обустройства отдельных объектов разработки.

Далее по вариантам устанавливают экономические показа­ тели. Указывают за 5, 10 и 15 лет общие капитальные вложе­ ния, текущие и эксплуатационные затраты, себестоимость про­ дукции, приведенные затраты. Если проектируется разработка нефтяного месторождения с применением новой технологии из­ влечения нефти из недр, обеспечивающей большую нефтеотда­ чу по сравнению с ранее применявшейся, базовой технологией, то сравнивают технологические и технико-экономические по­ казатели разработки с использованием базовой и новой техно­ логии. Особо определяют дополнительную добычу нефти, кото­ рая будет получена при использовании новой технологии, а так­ же дополнительные капитальные вложения, себестоимость до­ полнительно добытой нефти, приведенные затраты, на дополни­ тельно добытую нефть.

В технологических схемах обычно оценивают распределение скважин по способам эксплуатации. В проектах же разработки рассчитывают распределение по годам действующего фонда скважин по основным четырем способам эксплуатации: фон­ танному, газлифтному, ЭЦН и ШГН.

Конструкция добывающих и нагнетательных скважин долж­ на быть приведена в принципе уже в технологической схеме разработки. Однако окончательно ее устанавливают во время составления проекта разработки. Определяют также вид и пе­ речень эксплуатационного оборудования, необходимого для осу­ ществления различных способов подъема нефти из скважин, а также оборудования для воздействия на пласты месторожде­ ния с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

Наконец, в технологических схемах, и особенно в проектах разработки, приводят инженерное решение вопросов охраны недр и окружающей среды. В проектные документы помещают перечень мероприятий по контролю за разработкой месторож­ дения, в котором указываются виды гидродинамических и гео­ физических исследований месторождений и их периодичность.

тока и приемистости скважин глубинными дебитомерами и рас­ ходомерами. Периодичность проведения таких исследований в каждой скважине составляет от полгода до одного года. В не­ обходимых случаях эти измерения можно проводить с большей частотой.

Перед составлением технологических схем и проектов раз­ работки в значительном числе скважин, расположенных на раз­ личных участках месторождения, отбирают глубинные пробы добываемой продукции. В отдельных скважинах такие отборы повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда, например, анализ глубинных проб нефти и воды позволяет су­ дить о .перемещении водонефтяного контакта или осаждении парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще.

Обязательны замеры дебитов нефти и воды на всех сква­ жинах. Такие замеры проводят на групповых замерных уста­ новках.

Для анализа разработки нефтяных месторождений необхо­ димы также одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода, забой­ ной температуры при помощи комплексных глубинных прибо­ ров типа «Поток».

Для определения положения водонефтяного и газонефтяного контактов в скважинах используют методы нейтронного и им­ пульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Такие исследования проводят в скважинах примерно один раз в полгода.

В некоторых случаях при исследованиях применяют радио­ активные изотопы (в частности, путем закачки в пласты три­ тия), акустический каротаж, глубинное фотографирование и другие специальные виды исследований.

Все указанные измерения, проводимые в процессе разработ­ ки каждого отдельного месторождения, направлены не только на более глубокое познание самих процессов извлечения нефти, но и на дальнейшее изучение недр, и в первую очередь продук­ тивных пластов.

Всю информацию, включающую параметры, характеризую­ щие пласты и скважины разрабатываемого месторождения, си­ стему разработки, технологические, технико-экономические и экономические показатели, хранят в службах обработки инфор­ мации, кустовых информационно-вычислительных центрах, име­ ющихся в нефтегазодобывающих управлениях и в объедине­ ниях, а также в главном информационно-вычислительном цент­ ре Министерства нефтяной промышленности.

Отдельно регистрируются технологические и технические мероприятия, которые осуществляются на скважинах в процес­ се разработки месторождений, а также технико-экономические, экономические показатели, нормативы, плановые и другие за­ данные цифры.

Для хранения массивов информации о разработке нефтяных месторождений используют машинные носители информации:

309

Программы выборки и обработки информации о разработке нефтяного месторождения предназначены для составления справок, отчетов, подготовки исходной информации, для состав­

Например, если требуется построить карту изобар на опреде­ ленную дату, то соответствующая программа выбирает из все­ го информационного массива те данные, которые как раз и необходимы для построения этой карты.

Известны программы, позволяющие осуществить автомати­ ческие построения графиков и карт, в том числе карт изобар, при помощи графопостроителей. Если необходимо нанести на карту положения водонефтяного контакта на определенные да­ ты, то программа осуществляет выборку из информационного массива соответствующих данных о замерах положений водо­ нефтяного контакта и т. д. Однако чаще всего ЭВМ обеспечи­ вает только выборку и распечатку исходных данных для по­ строения отдельных зависимостей и карт, а построения осуще­ ствляют специалисты, анализирующие разработку месторожде­ ния.

В процессе анализа не только строят различные взаимосвя­ зи показателей разработки, но и выявляют причины возникно­ вения этих взаимосвязей, находят пути улучшения показателей разработки месторождений путем регулирования или подготов­ ки и осуществления нового проектного решения.

Наиболее совершенная, высшая форма анализа разработки месторождения — сопоставление фактических данных о процес­ се с результатами математического моделирования разработки на современных ЭВМ, адаптация модели разработки к факти­ ческим данным и выявление неизвестных особенностей геоло­ гического строения месторождения и характера протекания в нем процессов извлечения нефти.

Решение о проведении мероприятий по регулированию раз­ работки месторождения в этом случае наиболее обосновано.

§ 3. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соот­ ветствие фактического хода разработки с проектным. Совокуп­

310