ЗАО «ВНИИнефть-Западная Сибирь» Анализ текущего состояния разработки месторождения Тюмень, 2010 г.
Структура анализа текущего состояния разработки Характеристика фонда скважин Характеристика отборов нефти, жидкости, закачки и обводненности месторождения (объекта) Анализ состояния фонда скважин и показателей их эксплуатации. Определение потенциала неработающего фонда. Анализ динамики добычи нефти, жидкости, закачки воды. Причины изменения годовых отборов, закачки. Определение источников обводнения. Построение карт текущих и накопленных отборов. Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения (объекта) Выявление основных причин расхождения. Состояние реализации проектного фонда. Энергетическая характеристика объектов Построение карт изобар. Анализ состояния пластового давления по залежам, блокам, участкам. Анализ динамики пластового давления. Оценка выработки запасов Анализ показателей выработки запасов, анализ показателей работы совместных скважин. Особенности притока и приемистости по разрезу. Изменение нефтенасыщенности во времени. Оценка прогнозных извлекаемых запасов при сложившейся системе разработки. Выводы об эффективности применяемых систем разработки, основные направления ее совершенствования, рекомендации по повышению эффективности системы ППД
Необходимые данные для анализа: 1. Показатели разработки по предыдущему проектному документу; 2. Координаты скважин, дата бурения и ввода в эксплуатацию; 3. Фактические показатели добычи УВ и закачки агента за весь период разработки (помесячно, МЭРы); 4. Отчеты о состоянии фонда скважин (на дату составления нового проектного документа); 5. Причины бездействия и консервации скважин; 6. Технологические режимы добывающих и нагнетательных скважин (за два-три года); 7. Объем и результаты проведения ГТМ и МУН за весь период разработки; 8. Результаты проведения ГДИ, ПГИ (за весь период разработки); 9. Карты текущих и накопленных отборов; 10. Карты изобар.
Источники: В соответствии со статьей 23. 2 Закона РФ «О недрах» разработка месторождений осуществляется в соответсвии с проектными технологическими документами. Проектные решения проходят согласование в Федеральном агентстве по недропользованию и фиксируются в протоколах ЦКР по УВС. Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах: - паспорт скважины (дело); - эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины); - карточка нагнетательной скважины; - карточка по исследованию скважины.
Паспорт скважины (дело) - основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные: 1. общие сведения (назначение скважины); 2. местоположение (координаты); 3. альтитуда устья; 4. даты начала и окончания бурения; 5. способ бурения; 6. глубина забоя; 7. целевой горизонт; 8. дата ввода в эксплуатацию.
В эксплуатационной скважины отмечаются: карточке добывающей - ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде; - газовый фактор; - часы работы и простоя скважины, причины простоя; - изменения способа эксплуатации; - характеристики оборудования или режима его работы. За каждый месяц подводятся итоги: - добыча нефти; добыча воды; обводненность месячной продукции; число часов работы и простоя; среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти; значения среднего газового фактора.
В карточке нагнетательной скважины записывают: - приемистость скважины; - давление нагнетания воды (или другого агента); - число часов работы и простоя; - причины простоя. За каждый месяц подводятся итоги: - количество закачанной воды; - число часов работы и простоя; - среднесуточную приемистость; - среднее давление на устье скважины.
Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам жидкости, нефти и обводненности Диапазон дебитов жидкости, т/сут < 10 10 - 50 50 - 100 - 200 - 300 > 300 Итого, шт Диапазон дебитов нефти, т/сут < 5 5 - 10 10 - 50 50 - 100 - 150 Итого, шт Обводненность, % Итого, шт. < 10 10 - 30 30 - 50 50 - 80 80 - 95 95 - 98 > 98 0 0 0 1 0 0 8 3 4 1 0 0 1 4 1 3 5 0 0 0 1 1 0 0 2 4 0 2 0 0 3 3 0 1 13 4 10 14 4 2 Обводненность, % < 10 10 - 30 30 - 50 50 - 80 80 - 95 95 - 98 > 98 0 0 0 1 1 1 2 0 0 2 2 5 0 0 0 10 2 6 8 3 0 1 2 0 1 0 0 0 0 0 1 13 4 10 14 4 2 1 16 14 3 8 6 48 Итого, шт 5 9 29 4 1 48 Анализируются показатели работы скважин за декабрь месяц Распределение действующего фонда нагнетательных скважин по приемистости
Распределение скважин по накопленной добыче нефти и жидкости в разрезе объектов разработки Накопленная добыча нефти, тыс. т Объект <5 5 -10 10 -20 20 -50 50 -100 100 -300 >300 на 1 скв. БВ 5 скв (%) БВ 6 скв (%) ЮВ 11 скв (%) 8 (23) 5 (14) 11 (31) 6 (17) 3 (9) 2 (6) - 23. 5 В целом скв (%) 9 (15) 4 (7) 18 (30) 7 (12) 11 (18) 4 (7) 77. 6 Накопленная добыча жидкости, тыс. т Объект <5 5 -10 10 -20 20 -50 50 -100 100 -300 >300 на 1 скв. БВ 5 скв (%) БВ 6 скв (%) ЮВ 11 скв (%) 7 (20) 1 (3) 10 (29) 9 (26) 5 (14) 3 (9) - 33. 8 В целом скв (%) 7 (12) 1 (2) 11 (18) 14 (23) 6 (10) 7 (12) 14 (23) 193. 8
Отчет о состоянии фонда скважин
Всего + Всего ( ) - совместные скважины
Технологический режим работы скважин Составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скв. , планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.
Фактические показатели разработки анализируются не только по скважинам, но и по объектам, а также по месторождению в целом. Представляются в виде таблиц и графиков. - В таблицах приводятся: добыча нефти за год (тыс. т); добыча нефти с начала разработки (тыс. т); текущий коэффициент извлечения нефти (д. ед. ); добыча жидкости за год и с начала разработки (тыс. т); среднегодовая обводненность продукции (%); среднегодовые дебиты по жидкости и по нефти (т/сут); закачка воды за год и с начала разработки (тыс. м 3); среднегодовая приемистость (м 3/сут); компенсация отборов жидкости закачкой – текущая и накопленная (%). фонд добывающих скважин; фонд нагнетательных скважин.
Графики разработки составляются для эксплуатационного объекта и месторождения в целом и представляют собой комплекс кривых, отражающих динамику основных годовых показателей разработки. На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой, закачки воды и приемистость за год.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.
Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, жидкости, закачку воды, анализируют и относительные показатели, характеризующие процесс извлечения УВ пласта от начальных запасов: - КИН (коэффициент извлечения нефти), д. ед. ; отбор от НИЗ (начальные извлекаемые запасы), %; темп отбора от НИЗ, %; темп отбора от ТИЗ (текущие извлекаемые запасы), %. Эти показатели изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.
Основные показатели выработки запасов КИН - величина, показывающая какая часть от начальных геологических запасов нефти извлечена или может быть извлечена при разработке залежи с применением современной технологии и техники добычи нефти до предела экономической рентабельности. - накопленная добыча нефти в зависимости от времени разработки, тыс. т; - начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т; Добыча нефти к концу разработки становится равной извлекаемым запасам. Отбор от НИЗ – отношение накопленной добычи нефти к начальным извлекаемым запасам, выражается в процентах.
Темп отбора от НИЗ – отношение годовой добычи нефти к начальным извлекаемым запасам, выражается в процентах. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год. Темп отбора от ТИЗ – отношение годовой добычи нефти к текущим извлекаемым запасам, выражается в процентах. - годовая добыча нефти в зависимости от времени разработки, тыс. т; - накопленная добыча нефти в зависимости от времени разработки, тыс. т; - начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т;
Для расчета относительных показателей используются запасы, числящиеся на государственном балансе полезных ископаемых (на начало года).
Баланс запасов нефти Оценка выработки запасов осуществляется на запасы промышленных категорий (А+В+С 1) Qначгеол=1928+698=2626 (тыс. т)
Основные показатели выработки запасов
Объем и результаты проведения ГТМ и МУН Для оценки дополнительной добычи от ГТМ обычно используются характеристики вытеснения Под технологической успешностью проведения мероприятия понимается получение дополнительной добычи нефти. Эффективность мероприятия оценивается по величине прироста дебита нефти (снижению обводненности) после проведения ГТМ.
Результаты проведения ГТМ Распределение дополнительной добычи нефти от проведенных ГТМ Проект Факт Кол-во скв. опер. Доп. добыча на 1 скв. опер. шт. тыс. т ГРП 1 2. 8 1 0. 8 ОПЗ 5 1. 1 4 1. 0 РИР 1 0. 6 - - Оптимизация 3 0. 8 15 0. 3 Итого: 10 1. 1 20 0. 5 Вид ГТМ
Контроль за разработкой месторождения ведется методами гидродинамических и промыслово-геофизических исследований В карточку по исследованию скважины вносят: - дату и вид исследования (замеров); - данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования; - глубину и продолжительность замера; - тип прибора; - результаты проведенных замеров.
Заключение ГДИ
Заключение ГДИ Виды исследований: - КВУ; КВД; КПр. ЗД; ИК; гидропрослушивание.
Заключение ПГИ
Виды промыслово-геофизических исследований: - определение профиля притока и источника обводнения; - определение профиля приемистости и технического состояния эксплуатационной колонны; - определения текущего забоя скважин; - оценка текущей насыщенности коллекторов.
В качестве графических материалов к разделу прилагаются: 1. Карты текущего состояния разработки; 2. Карты суммарных отборов и закачки; 3. Карты изобар.
Карта текущего состояния разработки Обычно строят ежеквартально. Отражают информацию о дебитах скважин по жидкости, нефти (газу), обводненности, приемистости за последний месяц квартала. Для построения карты используют план расположения точек – пересечение скважин с кровлей объекта (пластовые координаты). Точка, обозначающая скважину, служит центром круга. Площадь круга отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности - 3, 6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.
Карта текущего состояния разработки. Объект БВ 10 (пласты БВ 101 и БВ 102)
Карта суммарных отборов и закачки Составляют обычно один раз в год (на конец года). Отражают информацию (в виде кругов) о добыче жидкости, нефти (газу), накопленную с начала эксплуатации скважины, а также накопленный объем закачки. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки. Карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.
Карта суммарных отборов и закачки. Объект БВ 10 (пласты БВ 101 и БВ 102)
Карты изобар В процессе разработки давление в пластах изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени. Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями пластового давления на определенную дату. Карта отображает особенности общего распределения пластового давления в залежи. Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие-год. При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате. По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как средневзвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как средневзвешенное по объему - при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров).
Динамика пластового давления на 01. 2008 на 01. 2009 на 01. 2010
ЗАО «ВНИИнефть-Западная Сибирь» Архив Тюмень, 2010 г.
Компенсация текущая – отношение количества закачанной в пласт воды за единицу времени t (год, месяц, сутки) к количеству отобранной из пласта нефти и воды, приведенных к пластовым условиям. - объемный коэффициент нефти Если давления. < 100, закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового Если > 100, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При =100 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки. Компенсация накопленная – отношение суммарного количества закачанной в пласт воды (от начала закачки до данного момента времени t) к суммарному количеству отобранной из пласта нефти и воды, приведенных к пластовым условиям. Если < 100, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального, так как закачка не скомпенсировала суммарный отбор. Если > 100, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано. При =100 среднее пластовое давление восстанавливается до начального пластового давления, так как закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей.
КАРТЫ ИЗОБАР Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды). Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему. Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле: где pi - среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; fi - площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F -площадь залежи; n - количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.
КАРТЫ ИЗОБАР Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи - последовательно выполняют следующие операции. 1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения fi, и hi, для элементов площади между отдельными изопахитами. 2. Строят карту равных значений произведения ph, где р приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.
КАРТЫ ИЗОБАР Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи - последовательно выполняют следующие операции. 3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)i 4. Находят среднее значение по формуле: где V - нефте(газо)насыщенный объем залежи; n - количество элементов площади с разными средними значениями ph; т количество элементов площади залежи с разными средними значениями h.
Скачать презентацию ЗАО ВНИИнефть-Западная Сибирь Анализ текущего состояния разработки месторождения
Анализ состояния разработки месторождения.ppt