Теоретичні положення. Контроль за розробкою здійснюється шляхом спостереження за рухом контурів водоносності (контурів крайових вод) в процесі видобування продукції з пласта

Контроль за розробкою здійснюється шляхом спостереження за рухом контурів водоносності (контурів крайових вод) в процесі видобування продукції з пласта, що полягає в побудові карт, на яких показано розташування на структурі контурів крайових вод. Це робиться для запобігання формування язиків обводнення, а потім і “целіків” нафти або газу, з яких видобуток продукції можна продовжити завдяки бурінню додаткових свердловин. Такі карти, на яких вказується розташування контурів крайових вод будують щоквартально у випадку ефективного водонапірного режиму, при простому водонапірному режимі вони будуються щопівроку.

Для того, щоб запобігти формуванню “целіків”, де залишається багато нафти, регулюють відбір продукції у свердловинах, які розташовані вздовж контуру крайових вод, зменшують або відміняють відбір продукції.

Для запобігання утворення конусів обводнення у привибійних зонах видобувних свердловин контролюється відсоток наявності води в нафті, що видобувається. Крім вказаного, в масивних покладах нафти або газу вибій видобувних свердловин не повинен доходити до контакту нафта-вода або газ-вода. У випадку збільшення процентного вмісту води в одержаній продукції з видобувних свердловин, відбір продукції з таких свердловин зменшують, а іноді і припиняють зовсім.

При експлуатації покладів нафти і газу важливою задачею є аналіз стану пласта з метою своєчасного вдосконалення системи розробки, що застосовується.

Стан пласта наглядно показується на план-діаграмі розробки, яка складається на кінець кожного місяця. План-діаграма – це структурна карта, на якій в умовних позначеннях наносяться:

1 Свердловини, які дають чисту нафту.

2 Свердловини, які вибувають з експлуатації внаслідок обводнення.

3 Свердловини, які вибувають внаслідок переходу на газ.

4 Свердловини, які виявились при випробовуванні непродуктивними внаслідок погіршення колекторських властивостей в певній частині пласта, або ті, що попали на ділянки пласта поза контуром нафтоносності.

Ведеться ретельне спостереження за зміною пластового тиску в зв’язку з відбором з пласта нафти, газу і води, а також при закачці води в пласт. На план-діаграмах показують як змінюють свою конфігурацію контури водоносності, для того щоб своєчасно звернути увагу на ділянки, де в результаті нерівномірного руху контурів водоносності є небезпека формування язиків обводнення, які при їх збільшенні можуть з’єднуватися. Внаслідок з’єднання язиків обводнення можуть сформуватися так звані “целіки” нафти, в межах яких немає видобувних свердловин, а бурити спеціально додаткові видобувні свердловини, як правило, невигідно в економічному відношенні. При наявності підошовних вод в привибійних зонах експлуатаційних свердловин можуть сформуватись конуси обводнення. У видобувних свердловинах в цих випадках спочатку збільшується відсоток води в продукції, а потім вони починають давати тільки одну воду. При формуванні конусів обводнення приходиться припиняти роботу видобувних свердловин на довгий термін, іноді на декілька місяців і більше.

Дуже важливою є побудова графіку експлуатації покладу, на якому наглядно відображається процес розробки.

Приведений на рис. 8.1 графік дозволяє наглядно представити зміни показників експлуатації покладу і їх взаємовідношення.

При застосуванні методів підтримки (або поновлення) пластового тиску в покладі нафти велике значення має встановлення вертикального взаємозв’язку експлуатаційних об’єктів. Це можливо вияснити шляхом аналізу побудованого графіка динаміки зміни основних параметрів процесу розробки покладу нафти.Особливо важливо це при штучному впливі на пласт методом обводнення. Перетоки рідини з одного об’єкта в інший змінюють режим роботи експлуатаційних об’єктів і тому, при постійних

Рисунок 8.1 - Графік (схема) експлуатації пласта

Q_р - сумарний (накопичений) видобуток води; Q_н - сумарний видобуток нафти; Р_пл - середній пластовий тиск; q_н - поточний видобуток нафти; q_в - поточний видобуток води; G - газовий фактор; W - кількість води в процентах до всієї рідини; n - число свердловин в експлуатації; Q_ср - середньодобовий видобуток нафти на одну свердловину.

 

спостереженнях за поведінкою пласта, це зразу може бути виявлено.

Неврахування перетоків рідини з одного об’єкта в інший може призвести до помилкового висновку про результати впливу на пласт заходів, що застосовуються та викликати передчасне обводнення свердловин нагнітальною водою.

При здійсненні заходів по впливу на пласт основним фактором, який визначає ефективність цих заходів є підрахунок додатково отриманої нафти. Як правило, збільшення видобутку нафти при впливі на пласт показують на графіку (рис. 8.2), на якому порівнюються теоретична і фактична криві продуктивності пласта. При застосуванні методів підтримки пластового тиску в покладі необхідно підтримувати баланс (рівність) відбору рідини із пласта і закачування робочого агенту в пласт.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 8.2 - Схема визначення додаткового приросту видобутку нафти при впливі на пласт

1 - теоретична крива; 2 - фактична крива видобутку нафти з початку застосування заходу по впливу на пласт; 3 - приріст видобутку, т

 

Про характер балансу судять з коефіцієнту закачки (К_ф), під яким розуміють відношення води (або іншого робочого агенту), що закачується в пласт до об’єму рідини, що відбирається із покладу.

Головним критерієм ефективності системи розробки, що застосовується є величина коефіцієнта нафтовіддачі, яку слід ретельно оцінювати по обводненим ділянкам покладу аж до буріння в них спеціальних оціночних свердловин для вияснення кількості залишкової нафти, що не може бути вилучена на сучасному рівні техніки.