Всевозможные ограничения при увеличении темпа отбора

Последнее сообщение
abughazaleh 9 8
Сен 15

Ребята, какие ограничения существуют во время увеличения темпа отбора скважинной продукции из нефтяной скважины месторождения, находящейся на последней стадии разработки с высокой обводненностью продукции? Какие превентивные шаги предпринять для того, чтобы уменьшить негативное влияние ограничений по отбору?

volvlad 2141 13
Сен 15 #1

Основная проблема месторождений на поздней стадии разработки - это высокая обводненность. Если для вас это также является основным ограничением, скажем приходится ограничивать отборы из-за выскоких объемов жидости, то надо работать со скважинами и пытаться снижать обводненность. Пытаться изолировать обводнившиеся интервалы.

Ну а также проводить оптимизацию дебитов, скажем снижая дебиты (если возможно) или временно останавливая скважины с наибольшей обводненностью и увеличивая отборы, там где воды еще не так много.

Мамонт 251 11
Сен 15 #2

На поздней стадии разработки у всех скважин есть одно ограничение - прекратить добывать лишнюю воду. А для этого надо определить скважины, дающие лишнюю воду. Рассмотрим две скважины. Скважина "А "работает с дебитом нефти 7 т/сут, а скважина "Б" работает с дебитом  нефти 20 т/сут. Вопрос: какая скважина дает лишнюю воду? Правильно, ответа нет. Смотрим в техрежим, а там не две скважины. а двести две и все работают с большим процентом воды. Как определить скважины, которые дают лишнюю воду? Для этого необходимо определить базовое значение водонефтяного фактора (ВНФ) для всей залежи (участка, ячейки). Базовое значение ВНФ для залежи - это такое значение, которое должно для данного момента разработки находиться на линии, идущей из конечной фактической точки  с координатами - текущий ВНФ:накопленная добыча нефти, к конечной точки с координатами - ВНФ=50:извлекаемые запасы нефти.  Подробности упущу. Зная базовое значение ВНФ по залежи и сравнивая его с фактическими значениями ВНФ каждой скважины, можно легко принять решение, какие скважины надо останавливать (или исследовать), а какие оптимизировать, о чем и говорит volvlad. Может случится так, что скважина "А" находится по одну сторону от линии (в эффективной зоне), а скважина "Б" по другую сторону. Зная потенциал скважины "А" вы легко примете решение о её оптимизации. Уменьшая добычу воды, вы увеличиваете коэффициент извлечения нефти, так как КИН = (закачка-добыча воды) / поровый объем подвижной нефти.

Рушан 573 13
Сен 15 #3

Разве последнее КИН. Не коэффициент охвата ли?

Мамонт 251 11
Окт 15 #4

Да, это коэффициент охвата. Я написал образно, так как, КИН - это произведение коэффициента охвата на коэффициент вытеснения. Правильно написать надо было так: Кох = (накопленная закачка - накопленная добыча воды) / поровый объем подвижной нефти. Не забываем про объемный коэффициент воды.

 

abughazaleh 9 8
Ноя 15 #5

Мамонт, какими параметрами (типа вышеупомянутого ВНФ) можно эффективно использовать в разработке ГТМ для большого количества скважин? Что значит зависимость произведения kh от Q жидкости?

 

Go to top