РД 153-39.0-110-01 Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

5.2. Характеристика отборов нефти, газа и воды

5.2.1. Общие указания по анализу некоторых технологических показателей разработки

При анализе разработки технологические показатели по отбору нефти, природного и попутного газа, конденсата и воды (включая дебиты скважин), и закачке вытесняющего агента (воды, газа) приводятся в том числе по объектам подсчета запасов.

Для целей анализа обоснованно выделяются и рассматриваются более подробно технологические показатели по отдельным площадям, блокам, зонам и участкам месторождения. Эти показатели приводятся как по объекту в целом, так и по отдельным пластам в пределах рассматриваемой площади. Следует иметь в виду, что эти показатели, так же как и показатели разработки отдельных пластов, будут отличаться некоторой условностью вследствие условности методов распределения отборов, возможной неточности определения запасов нефти и условности представления фильтрации жидкости в пределах участка. Несмотря на это, сопоставление показателей по пластам или участкам, выделение показателей какого-либо участка или площади по отношению ко всей залежи дает качественную картину и позволяет выявить особенности их разработки, а главным образом помогает выделить пласты и участки, нуждающиеся в усовершенствовании процесса разработки.

При анализе показателей необходимо также обратить внимание на динамику самих показателей и объяснение причин, вызывающих их изменение. Таблица основных показателей разработки (таблица Д9) составляется по месторождению в целом и по отдельным объектам разработки. Показатели даются в динамике по годам разработки, в последней графе приводятся показатели на дату анализа. Среднегодовая обводненность продукции определяется в процентах по весу, то есть на поверхности, как частное от деления годовой добычи воды на годовую добычу жидкости. Среднесуточный дебит и средняя приемистость одной скважины берутся из отчетов как уплотненные величины за декабрь каждого года. Темп отбора от запасов и текущая нефтеотдача показываются как по месторождению, так и по его объектам (в таблице для объектов); в сводной таблице по месторождению эти показатели приводятся только для месторождения в целом. В фонде скважин, выбывших из эксплуатации вследствие обводнения, число скважин, отключенных из-за обводнения по техническим причинам, не указывается (таблица Д11).

Газовый фактор дается как средняя величина по всем загазованным скважинам как в динамике, так и по участкам разработки нефтяной и нефтегазовой зон. Резкое снижение величины газового фактора до начального газонасыщения свидетельствует об отборе всего газа, отсеченного водяным барьером.

5.2.2. Методы распределения отборов нефти и жидкости по пластам при их совместной эксплуатации

Данный раздел относится только к нефтяным залежам, так как газонефтяные залежи, как правило, совместно не разрабатываются.

Методика определения накопленной с начала разработки текущей (годовой, суточной и т.д.) добычи нефти, газа, воды и жидкости по группам и рядам скважин, по участкам, зонам, блокам и площадям разработки не представляет трудностей. Накопленная и текущая добыча является суммой количества добытой нефти (газа, воды, жидкости) отдельных скважин, входящих в группы, ряды скважин, участки, зоны, блоки и площади разработки.

Наиболее сложным является распределение добычи нефти (жидкости) между пластами многопластового месторождения при их совместной эксплуатации одной системой скважин.

При выполнении этой работы в первую очередь выделяются скважины, в которых работает только один какой-либо пласт. Остальная добыча (из совместных скважин) распределяется в зависимости от принятого метода.

Количество добытой нефти (жидкости) по каждому пласту можно определить: 1) пропорционально гидропроводности пластов (в скважине); 2) пропорционально произведению гидропроводности пласта в скважине на перепад давления; 3) пропорционально удельным дебитам; 4) по данным исследования пластов глубинными дебитомерами; 5) по контролю за физико-химическими параметрами нефти и воды - коэффициентом светопоглощения нефти, солевым составом воды, содержанием микроэлементов (кобальта, ванадия); 6) по данным термометрии и др.

Если, например, распределение добычи основано на определении удельных дебитов нефти и жидкости (дебиты на 1 метр перфорированной толщины пласта) - способ третий, - рассчитанных с учетом промысловой информации о раздельной эксплуатации пластов, толщинах пластов при раздельной и совместной эксплуатации, дебитах и обводненности скважин, то, кроме того, необходимо учитывать данные гидродинамических исследований скважин и соотношение суммарных годовых отборов на 1 скважину каждого пласта при раздельной эксплуатации и результаты скважинной дебитометрии - при совместной. По полученным удельным дебитам нефти и жидкости определяют процентное соотношение отборов по пластам.

Этот способ имеет недостаток, заключающийся в том, что в процессе разработки многопластового месторождения могут быть отклонения от проекта и изменения в схеме расположения скважин, в системе воздействия. Удельные дебиты нефти и жидкости и их процентное соотношение не являются неизменными во времени и нуждаются почти в ежегодной корректировке.

Если в основу распределения добычи положены данные дебитометрии (способ четвертый), то в условиях механизированной добычи распределение нефти также проводят с учетом гидропроводности каждого пласта, влияния закачки, особенностей геологического строения и т.д. В условиях гидродинамической связи между пластами на участках слияния коллекторов и по стволу скважин количество нефти, непосредственно отобранной из данного пласта добывающими скважинами, может не отражать действительного состояния выработки запасов. В силу этого, по имеющейся информации о состоянии заводнения коллекторов, о характере изменения коэффициента охвата дренируемых пластов заводнением по толщине, подсчитываются запасы нефти в заводненном объеме каждого пласта, и вся добытая нефть распределяется по пластам пропорционально этим запасам (с учетом различия коэффициентов вытеснения по пластам).

При недостаточности исходной информации и ее объективно неполной достоверности, авторы обязаны прибегать к использованию всех имеющихся в наличии геолого-промысловых данных для более обоснованного решения вопроса о распределении отборов по пластам при их совместной эксплуатации.

Таким образом, для распределения добычи нефти и жидкости необходимо:

1) распределить фонд добывающих и нагнетательных скважин по группам с учетом работающих в скважине пластов;

2) для группы скважин с одним работающим пластом определить по годам разработки текущую и накопленную добычу нефти и жидкости;

3) по группам скважин с совместно работающими пластами выделить обводненные пласты;

4) на основе данных дебитометрии с привлечением всей имеющейся промысловой информации и исследований установить по каждой скважине по годам разработки текущую и накопленную добычу нефти и жидкости по пластам;

5) на основе суммирования текущей и накопленной добычи нефти и жидкости по пластам и скважинам установить значение этих показателей по каждому пласту в целом;

6) определить процентное соотношение отборов нефти и жидкости отдельных пластов в общей добыче месторождения, на основе которых принять соотношение для деления добычи при прогнозных расчетах;

7) впоследствии на основе подсчета остаточных запасов нефти осуществить контроль и корректировку полученных отборов по пластам.

В процессе создания постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождения большой объем работ приходится на "подгонку" истории разработки. Обычно "подгонка" производится при заданных дебитах жидкости по скважинам, т.е. при моделировании используются данные о распределении добычи по пластам, полученные вышеизложенными методами. В то же время, в процессе "подгонки" может выявиться, что проведенное распределение необходимо скорректировать для того, чтобы не только дебиты жидкости, но и модельные значения пластовых давлений и параметров пласта соответствовали фактическим замерам в отдельных пластах моделируемых скважин. Таким образом, процесс "подгонки" истории разработки является еще одним методом распределения отборов жидкости и нефти по пластам при их совместной эксплуатации.

5.2.3. Содержание и методы построения карт и графика разработки

Карты текущего состояния разработки (рисунок Г4) составляются недропользователями по каждому эксплуатационному объекту всех нефтяных и газонефтяных месторождений. По месторождениям, на которых закончено бурение основного фонда скважин, карты составляются дважды в год: по состоянию на 1 января и 1 июля; по месторождениям, находящимся в стадии разбуривания, карты составляются каждый квартал.

Карты текущего состояния разработки выполняются на основе карты начальных или текущих нефтенасыщенных толщин или карты начальных удельных геологических запасов нефти.

В выбранных авторами масштабах, в виде круговых диаграмм изображается текущая среднесуточная добыча жидкости и текущая закачка соответственно по каждой добывающей и нагнетательной скважине. Данные берутся из ежемесячных отчетов по добыче нефти и закачке воды. Все данные в поверхностных условиях: добыча жидкости в т/сут, закачка воды в м/сут. Масштаб диаграмм линейный и может быть различным для добычи жидкости и закачки воды. Выбранный масштаб обязательно приводится в условных обозначениях карты