19. Понятие об э.О.

ЭО – пласт или группа пластов одного м-я, объединенных для экспл-ции единой сеткой скв.

Варианты разр-ки многопласт мест-ний.

1. Одновременная разр-ка – примен при условии равноценности ЭО по продукт-ти.

2. Последовательная разр-ка различных по продукт-ти объектов – разр-ка начинается, как правило, с наиболее продуктивного.

3. С выделением этажей разр-ки – для мест-ний, имеющих знач отличия в прод-ти объектов. При этом многопродуктивный пласт нерентабельно разрабатывать отдельной сеткой скв. Принято выделять следующие этажи разр-ки: 1.базисный – наиболее продуктивный; 2 возвратный, кот-й явл-ся менее прод-м и разр-ся путем перевода скв, выработавших базисный этаж.

4.Одновременно-раздельная экспл-я – объединяет в себе черты выше описанных методов, наиболее высоко экологичен, позволяет использовать ограниченное число скв. Применяется для мест-ний с большим этажом нефтеносности (2, 3 и > ЭО), на все объекты бурится единая сетка скв, но при этом в них устанавливается оборудование, обеспечивающая возможность раздельной экспл-ции объектов (раздельный учет дебита каждого объекта, объем закачки), раздельное регулирование процессов экспл-ции (проведение мероприятий по увлечению добычи, ограничению водопритоков и др.).

Принципы выделения ЭО:

I. Геолого-промысловые:

Близкая глубина залегания, а, следовательно, близкие Т и Р;Сходные прир режимы;Близкий литол тип колл-ра, ФЕС; Сходные физ-хим св-ва нефтей, а, следовательно, их товарные качества.

II. Гидродинамические факторы:

Близкая прод-ть пластов и скв, поэтому равная степень выработки, одинаковая динамика Q_н, В, Q_з.

III. Технические факторы:

Возможность одинаковых способов экспл-ции пластов (т.е. фонтанный, глубинный насосный); сходные диаметры экспл-х колонн, диаметры НКТ, возможность одновременной и раздельной экспл-ции; возможность изоляции обвод-ся интервалов; возможность раздел контроля за состоянием выработки каждого пласта.

IV. Технологические:

Плотность сетки скв (должна удовлетворять каждому пласту); выбор метода ППД; возможность примен-я методов увеличения нефтеотдачи пластов.

V. Экономические факторы:

В зависимости от различных способов объединения пластов в один объект в отделах моделирования (разработки) составляется несколько вариантов разр-ки (геолого-гидродинамических моделей), учитывающих все 5 групп факторов, а так же эконом-е критерии:

Себестоимость тонны Н, цена на рынке тонны Н, кап. вложения на бурение скв и обустройство промысла, затраты на экспл-ю.

Сопоставляя полученные технико-эконом-е показ-ли (КИН, продолжительность разр-ки, себестоимость тонны Н) по каждому варианту выбирают наиболее оптимальный для предприятия и рекомендуют к внедрению.

Количественный критерий, характ-щий эфф-ть объединения пластов в один объект.

С одной стороны, объед-е нескольких пластов в один объект экспл-ции сокращает срок ввода мест-ний в разр-ку, уменьшает капит затраты на строительство скв и их оборуд-е, с другой стороны, достигает трудность в достижении конечной величины КИН. В качестве критерия, позволяющего оценить эффект-ть объединения пластов принят коэф-т прод-ти скв: Кпрод= Q/ΔР. Установлено, что данный коэф-т для скв, экспл-щей 1 пласт всегда больше, чем для скв, экспл-щей несколько пластов (чем ↑ кол-во пластов, тем ↑ будет данная разница), поскольку на Кпрод совместно влияют кол-во пластов, расстояние между ними по вертикали, Кпр, Кпесч, Р_пл и др.

20. Сетка скважин – это взаимное расположение добывающих, нагнетательных, контрольных и других групп скважин на эксплуатационном объекте. При проектировании системы разработки одним из важнейших условий является создание оптимальной сетки скважин, которая могла бы обеспечить запланированные темпы добычи нефти и достижение запроектированного КИН.

Каждый геологический объект уникален и обладает индивидуальным геологическим строением, поэтому для каждого объекта создается индивидуальная сетка скважин, которая будет оптимальной только для данного объекта.

Разбуривание залежей идет в 2 этапа, в связи с этим, сетка скважин на эксплуатационном объекте включает в себя: основной фонд и резервный фонд. На первом этапе бурится основной фонд скважин и на 2-ом – резервный (этапы разбуривания объекта не совпадают со стадиями разработки).

Основной фонд скважин –на эксплуатационном объекте бурится после завершения поисковых (поиск структуры, установление залежей) и разведочных (изучение залежи, коллекторов) работ. На этом этапе (передача залежи из разведки в разработку) геологическое строение залежи изучено лишь в целом по площади, до контуров нефтеносности, и детальность изучения еще не велика (1- поисковая +2-4 разведочных скважины). Неоднородность пластов, изменчивость свойств коллекторов, наличие зон замещений и выклиниваний установлены лишь приблизительно, в общих чертах. Недостаточная степень изученности объекта не позволяет сразу запроектировать рациональную сетку скважин и поэтому разбуривание основного фонда скважин производится по правильной геометрической сетке.

Форма сетки зависит от вида запроектированного заводнения, а плотность – от геолого-промысловых параметров, полученных при исследовании поисковых и разведочных скважин к данному моменту времени.

Резервный фонд скважин – бурится на втором этапе разбуривания залежи, после интерпретации большого объема геологической и промысловой информации, полученной после ввода основного фонда скважин. Местоположение скважин и их количество обосновывается сложностью геологического строения залежи и степенью изученности. Обычно скважины резервного фонда закладываются на участках залежи, не вовлеченных в разработку основным фондом или вовлеченных недостаточно.

В результате бурения основного и резервного фонда скважин на эксплуатационном объекте создается неравномерная (более рациональная) сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям только этого объекта.

Фонд резервных скважин может составлять от 20-50 и более % от общего числа скважин.

По характеру размещения скважин отсновного фонда различают 2 системы или 2 сетки скважин: равномерную и равномерно-переменную или рядную.

Равномерная сетка скважин – характеризуется одинаковыми расстояниями между всеми сважинами. Такая сетка скважин рекомендуется для залежей с низкой проницаемостью коллектора, высокой степенью неоднородности, повышенной вязкостью нефти, широкой ВНЗ. Обычно применяется при площадном и избирательном типах внутриконтурного заводнения.

равномерно-переменная или рядная

Характеризуется тем, что расстояние между рядами скважин больше, чем расстояния между скважинами в рядах. Основное достоинство – продление периода безводной эксплуатации добывающих скважин за счет увеличение расстояния между рядом нагнетательных скважин и ближним к нему рядом добывающих скважин.

Применяется на залежах пластово-сводового типа, работающих на природных режимах вытеснения (когда контур активно продвигается), а также при использовании на залежах заводнений, при которых нагнетательные скважины расположены рядами – законтурное, приконтурное, разрезание рядами.

21. Назначение ГДИ. Гидродинамические методы исследования скважин - методы определения характеристик пластов и скважин при известных величинах давления, скорости фильтрации флюидов в пласте и дебитов. С помощью ГДМ можно определить геолого-промысловые параметры пластов: проницаемость, гидропроводность, проводимость, пьезопроводность, а так же показатели работы скважин: коэффициенты продуктивности в добывающих скважинах, коэффициент приемистости в нагнетательных скважинах, радиус дренажа, коэффициент гидродинамического коэффициента скважин. Полученные величины представляют собой средние значения параметра в объеме изучаемого пласта (поскольку определяется либо между 2 скважинами, либо в одной скважине или в радиусе дренажа скважины). Как правило, методы ГДМ являются более достоверными, нежели керн или ГИС, поэтому чаще других используются при обосновании технологических решений. Метод установившихся отборов. Осн на изучении устан-ся в скв скорости фильтрации жид-ти, газов, их смесей и предусматривающий замеры дебитов (Q), пластовых и забойных Р-й на нескольких режимах работы скв. Как правило, число режимов не менее трех. Изменения режима работы в скв можно достичь разными способами:

В доб скв – изменить диаметр штуцера, в скв с ШГН – изменить длину хода штока или число качаний, в скважинах с ЭЦН – изменяют противодавление на устье скв.

В нагн скв– изменяют расход воды.

При исследовании скв на каждом из трех режимов необходимо, чтобы скв проработала такое кол-во времени (2-3 суток), за кот-е не наблюдалось бы сущ-ой разницы в замерах Р (скв работает на устан режиме). При этом замеры давлений производятся каждые 24 часа, в рез-те получают зависимость Q от Р_заб, а точнее от величины депрессии.

Т.о. с ↑ΔР, Q_н↑; при Р_заб, 0, Q_н будет max (потенциально возможным), при Р_заб=Р_пл притока из скв не будет. Полученные данные служат основой для построения индикаторной диаграммы.

И нд диаграмма опис-ся уравнением

n – определяет выпуклость кривой и зависит от степени нарушения линейного закона фильтрации, происходящего из-за смыкания трещин в ПЗП, а значит понижения прониц-ти в ПЗП; из-за упр св-в флюидов и пластов; из-за самого изменения режима работы скв.

- хар-т добывные возможности скв, явл-ся величиной пост при установ режиме работы (кол-во Н, добытое из скв при Р_пл до вел-ны Р_заб). Коэффициент прод-ти опред-ся по начальному, близкому к линейному участку кривой.

ω – коэффициент приемистости.

22. Формула Дюпюи.

При условии, что поток жидкости в пласте имеет напорный характер и подчиняется линейному закону фильтрации, дебит скважин можно рассчитать

К_пр – проницаемость, h_p – эффективная работающая толщина пласта, ΔР – депрессия, μ_н – вязкость нефти, R – радиус дренажа (влияния скважины), r – радиус долота, С=С₁+С₂ – поправочный коэффициент за несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта (С₁) и по степени вскрытия пласта (С₂).

Из формулы Дюпюи можно получить и другие промысловые характеристики, которые называются комплексными:

1) Гидропроводность – характеризует способность плата толщиной h фильтровать флюид вязкостью μ в единицу времени при напорном градиенте давления, равном единице

2) Коэффициент проводимости - характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в радиусе дренажа скважины.

3) Коэффициент пьезопроводости, β – коэффициент упругоемкости пласта. , . Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте вследствие упругого расширения жидкости и породы, β_ж – коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, β_п.с. – коэффициент сжимаемости пористой среды.

4) Из формулы Дюпюи можно определить коэффициент проницаемости

23. ГДИ. Метод восст. давления.

Основан на изучении в скв неустан процессов фильтрации; Его суть состоит в прослеживании по времени ск-ти восстан-я давления после измен-я режима работы в скв.

В доб скв:в процессе добычи Н вокруг скв образуется лок воронка депрессии, т.е. в радиусе дренажа скв вел-на Р_пл уменьшается до Р_заб и соответствует вел-не отбора. Последующая остановка скв ведет к постепенному восст-я Р_заб вплоть до вел-ны Р_пл. Время восст-я Р зависит от фильтр-х хар-к пласта, упр св-в среды и жид-й. График восст-я Р называется КВД. С помощью КВД можно определить Р_пл, Р_заб, ΔP, К_прод, коэф-т прием-ти, а также рассчитать комплексные хар-ки (ε, α, χ), приведенный радиус скв R, коэф-т гидродинамического совершенства.

В газ скв: кривая выглядит также, только зав-ть не ΔР, а Р²заб.

24. ГДИ. Метод гидропрослушивания. – основан на изучении неустан-ся процессов фил-ции в скв, но отличающийся от предыдущего тем, что изменение Р (режима работы) регистр-ся на забое соседней скв. Для исслед-я используют две скв: первая возмущающая, в которой производят изменение режима с целью создания импульса, и вторая – регистрирующая, в кот-й регистр-ся измен-е заб дав-я, вызванного изменением режима работы первой скв. Скорость реагирования зависит от литологии, физ св-в пласта и жидкости и др. По проведенным замерам строят кривые гидропрослушивания в координатах давление-время. Метод позволяет опр наличие или отсутствие гидродинамической связи между скв одного пласта, либо скв двух соседних пластов (наличие литол-х экранов, тектон-х нарушений). Кроме этого, можно опр-ть комплексные хар-ки пласта и параметры скв.

25. КИН. – нефтеотдача – отношение извлекаемых запасов н. к балансовым, показывает долю запасов, возможную к извлечению из недр при существующих методах эксплуатации.

КИН= η=k_извл.н.=Q_извл/Q_бал<=1

Различают η проектный и фактический.

η проектный определяют для залежей вновь вводимых в разработку в процессе подготовки основных проектных документов(тех.схема, проект разраб-ки).

Методы определения η проектного.

1. по результатам ГД-их расчётов наиболее эффективного варианта разработки.

2. по прогнозным геолого-математическим моделям.

3. на основе аналогий геолого-промысловых условий разработки (графич.-расчётные модели)

η фактический–сущ-ий на любой момент времени разработки.,т.е. отношение кол-ва нефти, добытой с начала разработки к величине балансовых запасов.

Фактический η м.б. текущий и конечный. Геол-ая служба НГДУ направляет свои усилия на достижение высокого конечного η.

Текущий η – хар-ет степень выработки балансовых запасов (Q₀) на определённую дату. По величине текущего ηсудят о состоянии разработки залежи на любой момент. Его оценка позволяет оценить отклонения в процессе разработки от запланированного тех.схемой или проектом разработки.

Конечный η – степень выработки Q₀ залежи к концу её эксплуатации. Эта величина зависит от режима работы пластов, ф-х св-в флюидов (μ_н, μ_пл.в, μ_зак.в) ф-емк с-в кол-в (пониц-ть), pпл.-наг. и изменяется в широких пределах от 0,1 до 0,8 (для н.зап) и до 0,99(для газ.)

При условии искусственного заводнения прод-х пластов на величину η кроме вышеперечисленных факторов оказывают б. влияние k_ВЫТ. k_ЗАВ. k_ОХ-В.