- •1. Общая характеристика нефтедобывающего предприятия и района работ
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1. Геологическое строение месторождения и залежи
- •3.1.1. Стратиграфия и литология
- •3.1.2. Тектоника
- •3.2. Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза
- •Пласт т2
- •Пласт т1
- •Пласт Бб2
- •Пласт Бб1
- •Пласт Тл2-б
- •Пласт Тл2-а
- •Пласты Бш1 и Бш2
- •Пласт в3в4
- •3.3. Геологическое строение продуктивных пластов
- •Обоснование внк башкирской залежи
- •3.3.1. Коллекторские свойства продуктивных пластов
- •3.3.2. Физико-химические свойства нефти и газа
- •3.3.3 Состав и свойства пластовых жидкостей
- •3.4. Гидрогеология
- •Примечание: в числителе указан размах значений, в знаменателе – среднее, в скобках – количество операций.
- •3.5. Запасы нефти и газа
- •3.6. Уточнение геологической характеристики залежи
- •4. Анализ состояния разработки башкирской залежи
- •4.1. История разработки месторождения
- •4.2. Энергетическая характеристика залежи
- •Улыкское поднятие.
- •4.4. Башкирский объект разработки. Анализ выполнения проектных решений
- •4.5. Контроль и регулирование разработки
- •4.6. Определение запасов нефти по действующему фонду добывающих скважин (Улыкское поднятие)
4.5. Контроль и регулирование разработки
Разработка нефтяного месторождения и его эксплуатационных объектов представляет собой сложнейший технологический процесс, который к тому же начинается при явном дефиците исходной информации.
Главная причина упомянутого дефицита состоит в высокой природной неоднородности нефтяных пластов, которая проявляется в высокой неоднородности скважин по коэффициенту продуктивности и эффективной толщине и соответственно в необходимости слишком большого числа пробуренных и исследованных скважин для определения основных параметров пластов с удовлетворительной точностью. Неоднородность (различие между собой) скважин, даже близко расположенных, соседних по проектной сетке, обычно бывает столь велика, что контроль надо проводить индивидуально по каждой добывающей и нагнетательной скважине.
Контролировать надо:
по добывающим скважинам - дебит жидкости, дебит нефти, обводненность, газовый фактор, забойное и пластовое давления, интервалы притока; дополнительно к этому желательно соленость отбираемой воды, закачанные индикаторы в отбираемой воде и природные метки отбираемой нефти;
по нагнетательным скважинам - забойное давление, объем закачки вытесняющего агента - воды, газа или других компонентов; объем закачки различных индикаторов; кроме контроля работы скважин на поверхности еще необходим их контроль на глубине глубинными приборами - расходомерами, термометрами и влагомерами.
Контроль должен проходить с определенной периодичностью.
Мероприятия по контролю за процессом разработки
Техника и технология проведения замеров должна соответствовать в обязательном порядке “Инструкции по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин” [РД 39-3-593-81].
Для месторождения определен обязательный объем работ по контролю за разработкой. Использование геофизических методов контроля за разработкой месторождения регламентируется “Временной инструкцией по применению промыслово-геофизических исследований для системного контроля за разработкой нефтяных месторождений” [РД 39-9-414-80].
Все, не вошедшие в обязательный объем работ, виды исследований относятся к категории “особых” и выполняются по специальной программе. Программа согласовывается с проектирующей организацией.
Работы по контролю за разработкой
Таблица 4.5.1.
Виды работ |
Добывающие скважины |
Нагнетательные скважины |
Метод установившихся отборов, не менее чем на 3 режимах |
а) во всех новых скважинах после их освоения б) во всех скважинах один раз в 5 лет в) в фонтанных скважинах один раз в два года, а также до и после ГТМ |
а) во всех скважинах до перевода под нагнетание б) во всех скважинах до и после ГТМ (по увеличению приемистости) в)по всем новым скважинам после их освоения |
Метод восстановления давления (уровня с пересчетом на давление) |
а) во всех новых скважинах во время исследования методом установившихся отборов б) в остальных скважинах один раз в 2 года в) во всех скважинах до и после ГТМ по увеличению их производительности |
|
Отбор глубинных проб |
а) в новых скважинах после их освоения б) в специальных скважинах, согласованных с разработчиками проекта |
|
Определение пластового давления |
во всех скважинах один раз в полгода |
|
Определение забойного давления |
во всех скважинах один раз в квартал |
|
Определение профиля притока |
а) во всех скважинах, эксплуатирующих два и более пласта б) в период исследования методом установившихся отборов, а в фонтанных, один раз в год |
|
Определение профиля поглощения |
|
во всех скважинах один раз в год, а также при исследовании методом установившихся отборов |
Определение дебита жидкости |
во всех скважинах один раз в неделю |
|
Отбор проб жидкости для определения обводненности продукции |
во всех скважинах не реже одного раза в 10 дней |
|
Определение источников и интервалов обводнения пластов, вскрытых перфорацией |
в обводняющихся скважинах |
|
Отбор проб и химический анализ попутной воды |
в обводняющихся скважинах при изменении удельного веса на 0,05 г/см3 |
|
Обследование состояния обсадной колонны |
|
во всех скважинах при ремонте |
Замер газового фактора |
а) во всех новых скважинах после их освоения б) во всех скважинах: 1.один раз в год при Рпл>Рнас 2.один раз в месяц при Рпл<Рнас проводить замеры газового фактора при замерах забойного давления |
|
Замер пластовой температуры |
во всех скважинах при замере Рпл |
|
Регулирование разработки проводится постоянно. Его главной целью является соблюдение по скважинам проектного режима работы, проектных забойных и пластовых давлений, оптимизация режима работы и своевременное выключение из работы скважин.