Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту. Таблица .

Запасы нефти т.т				Запасы газа млн.м3
Начальные		Остаточные		Начальные		Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
24265	7886	19172	2793	502,3	163,2	396,9	57,8

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Пример построения карт текущих отборов

Карту текущих отборов, на которой представлена система разработки месторождения на дату анализа можно построить самим.

Карта текущих отборов составляется по каждому объекту разработки, на основе карт начальных или остаточных нефтенасыщенных толщин. В виде круговых диаграмм изображается текущая среднесуточная добыча жидкости и текущая закачка по каждой добывающей и нагнетательной скважине в выбранном масштабе в зависимости от дебита жидкости и приемистости по закачке. Данные берутся из ежемесячных отчетов (сводных таблиц работ добывающих и нагнетательных скважин, или режимов разработки по добывающим скважинам) в поверхностных условиях – добыча жидкости в т/сут, закачка в м3/сут. Масштаб приводится в условных обозначениях карты 1 см радиуса = т/сут;... м³/сут

При невозможности изобразить круговой диаграммой в принятом масштабе, дебит нефти и процент воды (малодебитные скважины) обозначаются цифрами под номером скважин.

Обводненность продукции представляется в виде сектора на круговых диаграммах добывающих скважин. Угол откладывается только от положительной вертикальной оси по направлению часовой стрелки.

При раскраске карты нефть принято показывать коричневым тоном, добываемую воду - зеленым, закачиваемую - голубым.

При наличии проектного фонда текущего года их раскрашивают красным цветом.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Оценка коэффициента нефтеотдачи, по данным разработки нефтяных залежей.

Цель работы:

определить коэффициент нефтеотдачи с помощью построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин исследуемых пластов, т. к. оценка коэффициента нефтеотдачи играет важную роль при анализе разработки нефтяных залежей.

Кроме того, большинство месторождений вступило в позднюю стадию разработки, поэтому очень важно, с помощью карты остаточных нефтенасыщенных толщин, определить зоны концентрации остаточных запасов нефти. Так как на поздней стадии мы имеем, как правило, сильно обводненный фонд добывающих скважин, значительный фонд простаивающих скважин. Имея эту информацию можно более надежно намечать мероприятия по дальнейшей эксплуатации нефтяных залежей.

Одной из важных проблем является вопрос о целесообразности эксплуатации сильно обводненных скважин и малодебитных скважин. Очевидно, что остановка таких скважин увеличит доход предприятия, так как резко сокращается объем добывающей жидкости, увеличивается средний дебит по нефти, уменьшается закачка воды, сокращается фонд скважин. Но массовая остановка отрицательно сказывается на состоянии разработки нефтяной залежи: прежде всего уменьшается текущая добыча нефти, но главное нарушается система разработки. Величина остаточных запасов на одну действующую скважину становится очень большой и очень часто извлечение их не реальным. Поэтому в зонах концентрации остаточных запасов, добывающие скважины должны эксплуатироваться независимо от рентабельности. Массовая остановка скважин приводит к значительному снижению КИН. Поэтому правильное решение может быть принято на основании комплексного анализа, как технологических, так и экономических факторов с помощью карт остаточных запасов или толщин.

В поздней стадии разработки необходимо выполнять следующие технологические решения:

- ввод скважин в зонах остаточных толщин

-воссоздание системы разработки в виде очагов заводнения в них.

-с помощью воссозданной системы применять ИНФП (изменение направления фильтрационных потоков) или циклическую закачку.

-закачка в нагнетательные скважины композиций, повышающих фильтрационные сопротивления в обводненной части пласта.

В настоящее время создано несколько десятков технологий и композиций, позволяющих ограничить движение закачиваемой воды по обводненным пропласткам и привлекать приток нефти из нефтенасыщенных зон пласта. Эти технологии получили общее название потокоотклоняющих: гелевые системы, композиции на основе силиката натрия или алюмосиликатов .

Также:

- обработки призабойных зон различными растворителями с целью очитки от АСПО.

-проведение РИР с целью ограничения притоков воды. В настоящее время наиболее эффективными являются кремний органические тампонажные материалы АКОР и композиции на основе силиката натрия.

-осуществление в зонах остаточных толщин ГРП (гидроразрыв пласта)

- осуществление щелевой, гидропескоструйной перфорации

-возврат скважин с нижележащих пластов в зоны с остаточными запасами

-бурение дополнительных скважин в зонах с оставшимися запасами

-зарезка боковых и горизонтальных стволов

- осуществление акустического или волнового воздействия на призабойную зону, с целью их очистки от загрязнений и др.

Особым случаем является технология высоковязких нефтей.

Особенно осложняется разработка залежей с высокой вязкостью нефти при наличии ВНЗ. Выработка ВНЗ и так затруднена из-за быстрого прилива воды в добывающие скважины. Поэтому в данном случае необходимо широко применять потокоотклоняющие технологии.

Очень эффективно бурение горизонтальных и БГС и технологии ИНФП. С очень высокой вязкостью - тепловые методы пароциклические обработки, когда пар периодически закачивается в добывающие скважины. После выдержки 1-2 недели пускается в эксплуатацию с повышенным дебитом.

Одним из основных показателей эффективности режима работы залежей и в целом процес­са ее наработки является коэффициент нефтеотдачи. Различают конечный и текущий коэффициент нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым запасам. Текущая нефтеотдача возрас­тает во времени по мере извлечения из пласта нефти.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение утвержденных извлекаемых запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. В целом коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: размеров залежи, глубины залегания, коллекторских свойств пласта, физико-химических свойств насыщающих пласт жидкостей и газов, принятой технологии разработки, системы размещения скважин и системы поддержания пластового давления.

В настоящее время, в связи развитием новых технологий, конечное значение этого показателя возрастает. Однако, наибольшими величинами, достигаемой нефтеотдачи по-прежнему характеризуются залежи нефти с высокими коллекторскими свойствами, разрабатываемые при вытеснении нефти водой.

МЕТОД ОЦЕНКИ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ ПО ПОСТРОЕННОЙ КАРТЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН

При анализе разработки нефтяных месторождений особое внимание уделяется оценке коэффициентов нефтеотдачи исследуемых пластов.

Существует достаточное количество методов определения конечного коэффициента нефтеотдачи по данным разработки залежей.

В данной работе рассмотрим метод определения конечного коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Конечная нефтеотдача пласта является одним из наиболее важных показателей разработки нефтяных месторождений и зависит от предельной обводненности добываемой из пласта нефти.

Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта необходимо построить карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определить с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточ­ной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по формуле Глаговского:

(1)

Где: Н- начальная эффективная толщина пласта, м;

-соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях.;

f_B - обводненность добываемой продукции, доли.ед.

После проведения расчетов по каждой добывающей скважине, строим карту остаточных нефтенасыщенных толщин и вычисляем балансовые запасы нефти объемным методом.