Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи

Целью регулирования процесса разработки нефтяной залежи является обеспечение равномерного перемещения водо-нефтяного или газонефтяного контакта от контуров водоносности и газоносности.

Под равномерным перемещением контуров подразумевается после­довательное перемещение их от изогипсы (отметки кровли или по­дошвы пласта) к изогипсе с уменьшением нефтенасыщенности в зоне замещения нефти водой или газом.

Идеальное перемещение водонефтяного контакта возможно лишь в пласте геометрически правильной формы и однородном по физиче­ским свойствам. В большинстве случаев эти условия не выдержи­ваются, и перемещение контуров нефтеносности и водоносности проис­ходит неравномерно.

При неравномерном продвижении воды в отдельных направлениях принимают меры к ликвидации этого явления: ограничивают отборы жидкости из обводняющихся скважин и скважин, близко располо­женных к контуру водоносности; изолируют нижние обводнившиеся части или пропластки залежи; в случае закачки воды в пласт ограни­чивают закачку через скважины, наиболее близко расположенные к обводняющемуся участку с одновременным увеличением закачки воды в зонах, где продвижение контурных вод замедлено.

Пласты с газовой шапкой следует разрабатывать так, чтобы газ не прорывался к отдельным эксплуатационным скважинам, а равно­мерно оттеснял нефть вниз по падению пласта. В таких пластах ку­польная часть не разбуривается эксплуатационными скважинами; первый ряд этих скважин размещают на некотором отдалении от газо­нефтяного контакта. Разработку пластов с газонапорным режимом регулируют изменением отбора нефти из скважин, близко располо­женных к купольной части.

Для управления процессом разработки нефтяной залежи и регу­лирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за деби­том нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пластового давления по всей залежи в Целом и по отдельным ее зонам.

Положение водонефтяного контакта определяется по содержа­нию воды в продукции скважин.

Для постоянного наблюдения за подъемом зеркала воды в проме­жуточной водонефтяной зоне залежи служат специальные контроль­ные или наблюдательные скважины. Обычно для этих целей исполь­зуют обводнившиеся нефтяные скважины или ранее пробуренные раз­ведочные.

Весьма важным средством контроля за процессом разработки яв­ляется постоянное наблюдение за изменением пластового давления по площади. Чтобы получить ясную картину о величине пластового давления в разных частях нефтяной залежи, нужно замерить пласто­вое давление в возможно большем числе скважин. По полученным данным строят карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями). Для построения карт изобар замеряют забойное давле­ние в скважинах, остановленных на время, в течение которого давле­ние в этих скважинах достигает практически постоянной и макси­мальной величины, т. е. приближается к пластовому давлению в дан­ной части пласта. Замеренные таким образом величины забойного давления будут представлять пластовое давление в данной точке или зоне пласта.

Замеренные величины динамического пластового давления нано­сят на карту расположения забоев скважин и затем соединяют ли­ниями точки с равными давлениями (рис. 24). Такая методика по­строения карт изобар пригодна для пологозалегающих пластов.

Для пластов с крутыми углами падения составляют карты приве­денных изобар по данным приведенных пластовых давлений, под ко­торыми понимаются давления, приведенные к уровню моря или к пло­скости первоначального во до-нефтяного контакта. (Методика опре­деления приведенного пластового давления описана в гл. III.)

Рис. 24. Карта изобар.

При правильной разработке залежи изобары будут представлять собой замкнутые концентрические линии, совпадающие с изогипсами и располагающиеся параллельно фронту питания залежи контурной водой или газом газовой шапки.

Однако пластовое давление в разных точках пласта, находящихся даже на одинаковых отметках, может быть различным, и изобары, нанесенные на карту, могут иметь самую причудливую форму.

Чтобы проследить изменение пластового давления во времени, карты изобар строят периодически, например, через три месяца или через полгода.

При помощи карт изобар можно решать важные практические задачи: определять среднее пластовое давление и его изменение во времени, скорость перемещения контура нефтеносности в различных частях залежи, пьезопроводность и гидропроводность пласта и пр. Анализ карт изобар позволяет находить причины резких снижений давления на отдельных участках залежи и намечать мероприятия по выравниванию давления по площади.

где р_г, р₂, р₃,..., р_п — средние давления между двумя смежными изобарами; 5₁₍ 5₂, 5₃,..., 8_п — площади между двумя смежными изобарами.

Для постоянного прослеживания изменения пластового давления
в законтурных и приконтурных частях залежи предназначены пьезо­
метрические скважины. Эти скважины оборудуют специальными при­
борами — пьезографами, служащими для постоянного замера и реги­
страции уровня жидкости
в них. По величине столба р у в Г п
воды в этих скважинах оп- г

ределяют пластовое давле­ние в законтурных и при­контурных зонах.

Для анализа и регули­рования процессов разра­ботки нефтяных месторож­дений, помимо карт изобар, строят также карты рав­ных коэффициентов про­ницаемости, пьезопровод-ности и продуктивности

на 1 м мощности пласта, карты отборов нефти по зонам и скважинам, карты обводненности и продвижения контуров нефтеносности. Сравнение таких карт, построенных на разные даты, позволяет уста­новить происходящие в пласте изменения указанных показателей в процессе эксплуатации залежи и своевременно принимать меры по нормализации разработки залежи.

Изменение отдельных показателей в процессе разработки залежи и их взаимных соотношений изучают по графикам разработки. На рис. 25 приведен один из таких графиков, где в зависимости от вре­мени Т показаны: р — среднее динамическое пластовое давление, вычисленное по картам изобар; д_т — текущая добыча нефти по интер­валам времени; В — обводненность нефти в процентах; Г — газовый фактор; п — число действующих скважин.

Можно построить также ряд производных графиков, например график соотношения между отбором жидкости и пластовым давле­нием, соотношения между суммарным отбором жидкости и изменением газового фактора и т. п.

Пользуясь графиками разработки, картами изобар и картами об­воднения, можно правильно оценивать состояние разработки и наме­чать правильные пути регулирования процесса эксплуатации от­дельных скважин и пласта в целом.

I

Гл1ва VI