Динамика показателя «обводнённости продукции» по стадиям

Обводнённость – это отношение отобранной из залежи воды за определённый период к общему количеству добытой за тот же период жидкости.

В=Qв/Qж∙100%

В процессе разработки эксплуатационного объекта обводнённость изменяется от 0 до 100%. Изменение обводненности определяется большим числом геолого-промысловых факторов. Быстрее обводняются залежи с большой неоднородностью пластов, с повышенной вязкостью нефти, с большими размерами водонефтяных частей.

Обычно на 1 стадии из эксплуатационного объекта отбирается безводная нефть (при условии её малой вязкости до 5 мПа*с).

2 стадия характеризуется началом роста обводнённости продукции скважин по двум причинам:

• за счет обводнения пластовыми водами площадь залежи уменьшается (подтягивается контур нефтеносности)

• обводнение закачиваемой водой, вследствие внедрённой системы заводнения

3 стадия – период максимального обводнения продукции скважин, которая может достигать 30-85% и >. При обводнённости 80-85% из залежи отбирается не больше 10-20% извлекаемых запасов нефти. Для 3 стадии характерны мероприятия по ограничению отборов попутной воды (вывод из эксплуатации обводнившихся скважин, изоляция пластов, дающих воду).

4 стадия. В конце завершающего периода разработки темпы роста обводнённости снижаются (ввиду незначительных дебитов нефти и жидкости).

Динамика показателя « отбор жидкости» из залежи

Запроектированная добыча нефти в залежи обеспечивается высокими темпами отбора жидкости (т.е., количество добытой нефти с учётом обводнения продукции Qж= Qн+В%).

Темп отбора жидкости – это отношение годового отбора жидкости из залежи к величине НИЗ (начальных извлекаемых запасов)

Qж=qж/Qизв∙100%,

Где Qж – темп отбора жидкости (н+в), qж – годовой отбор жидкости.

Изменение этого показателя тесно связано с изменением добычи нефти и обводненности.

1 стадия. Отбор жидкости из пласта и отбор нефти близки между собой по величине, вследствие малой обводнённости продукции.

2 стадия. В зависимости от степени обводнённости залежи Qж может совпадать с Qн или быть немного больше. В целом, кривые Qж и Qн изменяются пропорционально друг другу, т.е. с ростом добычи начинает расти обводнённость (рис. 1.1).

Рис.1.1.

3 стадия. Этот этап характеризуется различной динамикой отбора жидкости в зависимости от темпа обводнённости залежи.

1 вариант: процент воды незначительный, высокая вязкость нефти, Qж снижается в соответствии с Qн. (рис.1.2).

Рис.1.2.

2 вариант: обводненность высокая, значительная неоднородность, низкая проницаемость, большая площадь водонефтяной зоны. Qж повышается (с ростом В%). Причём в % соотношении % добываемой воды доходит до 80% (нефти 15-20%)-рис.1.3.

Рис.1.3.

4 стадия. На этой стадии темпы отбора жидкости сохраняются на том же уровне и соответствуют кривым Qн и В%.

Динамика показателя «объем закачиваемой в пласт воды»

Объём закачиваемой в продуктивный пласт воды один из основных факторов, влияющих на величину КИН.

Как правило, количество закачиваемой в пласт воды в несколько раз превышает количество вытесняемой при этом нефти. Это происходит из-за диспергирования нефти. Диспергирование – явление, при котором смачивающая жидкая фаза (вода) разделяет не смачивающуюся фазу (нефть) на более мелкие части (капли). Нефть в этом состоянии занимает поры и пустоты, а весь нефтяной пласт представляет собой дисперсную систему. (Дисперсная система - это множество мелких частиц какого-либо тела или вещества, распределённых в однородной среде, которая характеризуется сильно развитой поверхностью раздела между фазами (в нашем случае жидкая фаза -нефть, вода, а твердая фаза –горная порода) и действующими силами межфазного взаимодействия.

Кроме этого объём прошедшей через пласт воды зависит от вязкости нефти (чем ↑ вязкость, тем ↑ V закаченной воды), от ФЕС коллекторов.

Для определения зависимости степени вытеснения нефти от объема, закаченной в залежь воды, строят графики вытеснения:

Для кривой 1 характерно - маловязкая нефть, высокопродуктивный пласт, обладающий хорошими ФЕС. Высокий КИН по залежи получен при «прокачивании» через неё от 1 до 2–х объёмов воды, при этом при закачке 2–го объёма воды, прирост извлекаемых запасов намного меньше.

Кривые 2 и 3 характеризуют процесс закачки воды в пласт, имеющий несколько худшие ФЕС и повышенную вязкость флюида, поэтому прокачка первого объема воды не дает хорошего эффекта, но увеличение количества объемов воды, позволяет достичь высоких КИН.

Кривая 4, характеризует закачку 6-7 и более объёмов воды, но при этом величина КИН нарастает очень медленно, что связано с высокой вязкостью нефтей и неблагоприятной характеристикой коллекторов.

Вывод: количество полученной нефти из пласта не всегда определяется количеством закаченной в него воды, а зависит ещё от большого числа геолого-промысловых факторов, в первую очередь, от вязкости нефти, ФЕС, литологии, и неоднородности коллекторов.

Динамика показателя «фонд добывающих и фонд нагнетательных скважин»

Фонд скважин на э.о. находится в постоянном движении: изменяется их количество, назначение, состояние (простаивающие, ликвидированные, в ремонте и др.)

В зависимости от стадии разработки обычно для э.о. характерно следующая динамика фонда скважин:

1 стадия – Nд – начинает увеличиваться в соответствии с планом разбуривания объекта

2 стадия - Nд – продолжает расти, Nн –медленно возрастает по мере внедрения запроектированной системы ППД

3 стадия – количество добывающих и нагнетательных скважин изменяется в зависимости от решаемых задач

4 стадия - Nд и Nн начинает сокращаться по причине выполнения поставленных перед ними задач

Для регистрации и учета фонда скважин в течение всего года (ежеквартально) составляется отчет «Фонд скважин», в котором описывается весь эксплуатационный фонд – действующие, бездействующие, осваиваемые после бурения и др.; и другие группы скважин – нагнетательные, специальные, вспомогательные, ликвидированные, консервационные.