Материал: Разработка нефтяных месторождений

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2) в процессе разработки непрерывно меняется распределение запасов нефти и воды по площади и разрезу залежи. Это также требует постоянного развития ранее принятых технологических решений, перераспределения объемов добычи нефти и закачки рабочего агента между скважинами и участками залежи, принятия мер по вовлечению в разработку слабо дренируемых и не дренируемых запасов нефти, т.е. обширного комплекса мероприятия по регулирования процесса разработки с учетом постоянно меняющихся геолого-технических условий выработки запасов.

Цели регулирования разработки вытекают из требования обеспечения рациональной системы разработки, которые можно сформулировать так:

•улучшение динамики добычи нефти за весь период разработки;

•обеспечение максимального КИН за проектный срок разработки;

•максимально возможное ограничение затрат на эксплуатацию месторождения.

Классификация методов регулирования Для регулирования процесса разработки применяется большое

количество мероприятий и способов, которые можно объединить в две большие группы:

•регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектированной системы разработки,

•регулирование путем частичного изменения системы разработки.

1.Регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектированной системы разработки:

• увеличение гидродинамического совершенства скважин (дострел, ГРП, ОПЗ),

• изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах,

• выравнивание притока жидкости или расхода воды по толщине пласта,

• изменение режимов работы нагнетательных скважин (изменение закачки воды, перераспределение закачки по скважинам, ФОЖ, периодическая закачка, остановка скважин, изоляция пластов, нестационарное заводнение и др.)

• изменение режимов работы добывающих скважин (изменение отборов жидкости, отключение обводненных скважин, ФОЖ, периодическая эксплуатация, оптимизация забойных давлений и др.)

• совершенствование первичного и вторичного вскрытия пластов,

• бурение дублеров,

• одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) и закачка (ОРЗ).

2.Регулирование путем частичного изменения системы разработки:

• оптимизация размеров эксплуатационных объектов,

15

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

•оптимизация размещения и плотности сеток скважин (бурение дополнительных скважин на линзах, тупиковых зонах, на линиях стягивания контуров, ВНЗ, в слабопроницаемых пластах),

•совершенствование системы заводнения (дополнительное разрезание, ввод очагов, перенос нагнетания, оптимизация давления нагнетания),

•применение горизонтальных технологий (БС, БГС, ГС),

•применение ОРЭ скважин,

•применение МУН.

16

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.Рассчетная часть

где F – площадь залежи внутри контура нефтеносности, м2; h - нефтенасыщенная толщина пласта, м; m – открытая пористость пластаколлектора, доли единиц; Кнеф – коэффициент нефтенасыщенности коллектора, показывающий какую долю порового объема пласта занимает нефть, доли единицы.

где Sсвяз.вод – связанная или начальная водонасыщенность, показывающая какую долю порового объема нефтенасыщенного пласта занимает вода, оставшаяся в порах в процессе формирования нефтяной залежи. определяется по лабораторному изучению керна и геологически исследованиями скважины.

Gпл 2200 10000 20 0,104 0,78 35692800 м3

2.Определение конечного коэффициента нефтеизвлечения КНИ:

где Кохв – коэффициент охвата залежи заводнением. Показывает, какая доля нефтенасыщенного объема залежи подвергается вторжению воды. Зависит в первую очередь от степени неоднородности коллектора: чем неоднородность больше, тем Кохв меньше.

Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой. Определяется при многократной промывке керна водой в лабораторных условиях. характеризует процесс вытеснения нефти из пор коллектора.

КНИ 0,68 0,9 0,612

3. Определение начальных извлекаемых запасов нефти НИЗ. Начальные извлекаемые запасы нефти в пластовых условиях:

НИЗпл G КНИ (м3)

НИЗ пл 35692800 0,612 21843994 (м3)

17