Переход - месторождение
Cтраница 1
Переход месторождений на позднюю стадию в условиях интенсивного обводнения различен в зависимости от строения продуктивного горизонта и типа залежи. Масштабы обводнения массивных водоплавающих залежей нередко оказываются большими, чем пластовых. [1]
Переход месторождений в позднюю стадию разработки характеризуется интенсивным снижением добычи нефти. Основной причиной этого является значительное сокращение фонда добывающих скважин в связи с их обводнением. В таких условиях сохранить высокий уровень добычи нефти без дальнейшего совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений невозможно. Одним из направлений совершенствования технологии разработки нефтяных залежей, находящихся в поздней стадии разработки, является бурение дополнительных сква - жин и организация очагов заводнения в наименее выработанных зонах. [2]
Такая разница в разработке и эксплуатации месторождений обусловливает различные динамику темпов отбора газа и условия перехода месторождений на позднюю стадию. Если для большинства газоконденсатных месторождений падение во времени темпов отбора газа наблюдается задолго до поздней стадии ( при суммарных отборах всего 30 - 40 % от запасов), то для газовых свойственна стабильность вплоть до перехода а позднюю стадию. [3]
На месторождениях Ставропольского края эта проблема особенно остро встала после увеличения обводненности добываемой продукции при переходе месторождений на III и IV стадии разработки. При движении воды по стволу скважины и далее по системе сбора и переработки нефти при определенных термобарических условиях происходит отложение солей бария с ЕРН в отдельных точках этой системы. В результате радиационно загрязненными могут быть насосно-компрессорные трубы в эксплуатационных скважинах, оборудование в системе сбора, транспорта и переработки нефти, а также поля испарения, куда сбрасываются пластовые воды после подготовки нефти на НУПНГ. [4]
Характер изменения пластового давления во времени ( см. рис. 7.1) свидетельствует о существенном изменении поведения этого параметра после перехода месторождения в режим падающей добычи. За десять лет эксплуатации ( 1983 - 1993 гг.) уровень годовой добычи газа снизился от 18 до 3 млрд. м3, что, безусловно, сказалось на расформировании депрессионной воронки и усилении влияния запасов газа в низкопоровых коллекторах на темп снижения пластового давления в залежи Северного купола Вуктыльского НГКМ. Очевидно, при этом из влияющих факторов нельзя полностью исключить избирательное продвижение пластовой воды и проводимый в последние годы промысловый эксперимент по активному воздействию на пласт. [5]
Рассмотренные показатели движения основных фондов говорят о росте доли капитальных вложений на возмещение физически и морально изношенных фондов, а также о том, что с переходом месторождений к последней стадии разработки снижаются темпы расширенного воспроизводства основных фондов при резком возрастании капиталовложений на простое воспроизводство. Данные Башкирии и других районов Урало-Поволжья говорят о том, что доминирующую роль в воспроизводстве основных фондов играет воспроизводство фонда скважин. [6]
 |
Экономические показатели разработки Степновского месторождения i. [7] |
Стоимость основных фондов по добыче газа по Степновскому месторождению составила в 1971 г. примерно 7 млн. руб., в том числе стоимость скважин - 5 8 млн. руб., газосборных сетей - 0 6 млн. руб. После перехода месторождения на падающую добычу ( с 1967 г.) все экономические показатели разработки ухудшились: фондоотдача за 1966 - 1971 гг. снизились более чем в 3 раза, себестоимость повысилась в 4 раза. [8]
Наибольшую сложность из-за неопределенности исходной информации представляют долгосрочные экономические оценки различных вариантов. Переход месторождения на режим падающей добычи, как известно, сопровождается ухудшением технико-экономических показателей, определяющих эффективность процесса добычи. На этом этапе себестоимость добываемого газа возрастает настолько, что начинает превосходить уровень действующей оптовой цены, и для ГДП дальнейшая эксплуатация месторождения становится нерентабельной. Поэтому важнейшее значение приобретают вопросы ценообразования, экономического стимулирования, хозрасчетной заинтересованности ГДП. [9]
 |
Пример обводнения опресненной водой подошвенной части водоносного пласта ( Туймазинское месторождение, скв. 2428. [10] |
Впервые перетоки нефти и воды из пласта Д в Д были отмечены на Туймазинском месторождении после освоения внутрикон-турного заводнения. При переходе месторождений в позднюю стадию разработки подобные перетоки встречаются часто. В зависимости от соотношения давлений в разрабатываемых продуктивных пластах перетоки пластовых жидкостей могут происходить как из нижележащих пластов в вышележащие, так и наоборот. При перетоках нефти и нагнетаемой воды из нижнего в верхний продуктивный пласт создаются условия его преждевременного и бессистемного обводнения, создающие неравномерную выработку. При перетоках нефти и нагнетаемой воды в нижележащий пласт, особенно если он водоносен, происходят потери этих флюидов из-за их рассеивания. В водоносных коллекторах появление нефти или нагнетаемой воды может быть вызвано также их оттоком ( рис. 8) за внешний контур нефтеносности при разработке водонефтяных зон. [11]
Отмеченное можно объяснить тем, что в реальных условиях газовые месторождения приурочены к неоднородным коллекторам с различным содержанием глины и связанной воды. Таким образом, отсутствие информации о наличии начального градиента давления может привести к неправильной оценке момента перехода месторождения на упруго-водонапорный режим, что приводит к завышенным оценкам начальных запасов газа. [12]
На газовых и газонефтяных месторождениях Ижма-Омринского района масштабы обводнения минимальны, появление воды в продукции отдельных скважин объясняется в основном притоками чужой пластовой воды из других горизонтов или смесью небольшого количества пластовой воды с конденсационной. Масштабы обводнения скважин и продуктивных горизонтов на рассматриваемых месторождениях подробно описаны в гл. Еще один важный фактор, определяющий условия перехода месторождений на позднюю стадию разработки, - режим. Он обусловливает не только количество внедряющейся воды и число обводненных скважин, но и темп снижения пластового давления во времени, а следовательно, темп снижения дебитов скважин в процессе разработки месторождения и отбора газа из залежи в целом. Однако срок перехода на позднюю стадию нельзя связывать только с режимом разработки: слишкоэд много всевозможных факторов влияют та эти сроки, причем подчас противоположным образом. [13]
Страницы: 1