Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Рациональная система разработки. Стадии разработки месторождений

Под системой разработки нефтяной залежи подразумевается последовательность её эксплуатационного разбуривания в совокупности с методами воздействия на залежь.

Системы разработки	Область применения
Основанные на размещении скважин по равномерной сетке	1. При разработке залежей любых типов, приуроченных к пластам, неоднородным по своим литолого-физическим свойствам и с низкой проницаемостью (особенно в приконтурных областях), в процессе эксплуатации которых проявляется режим растворённого газа.
	2. При разработке залежей массивного типа, подстилаемых по всей площади подошвенной водой.
Основанные на заложении скважин рядами вдоль контуров нефтеносности или рядов нагнетательных скважин.	В основном для залежей пластового типа и реже литологических или стратиграфических, если при разработке может быть сохранён естественный напорный режим или осуществляется воздействие на пласт.

Системы разработки, основанные на размещении скважин по равномерной сетке

Сетки по форме подразделяются на треугольные и квадратные. При треугольной сетке площадь дренируется более полно (91% площади), чем при квадратной(79%), но число скважин, приходящихся на единицу площади, увеличивается на 15,4% по сравнению с квадратной. Расстояние между скважинами по треугольной сетке определяют по формуле

гдеl – расстояние между скважинами в метрах;

S – площадь, приходящаяся на скважину, в м 2 .

По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы разработки. При сплошной системе все скважины вводятся в эксплуатацию в короткий срок – в течение года. При большем сроке система считается замедленной.

По порядку ввода скважин в эксплуатацию различают системы:

сгущающуюся, когда вся площадь вначале покрывается редкой сеткой скважин, а затем в промежутках между первыми скважинами бурят скважины второй очереди;

ползущую, когда первые скважины располагаются в одном и том же ряду, а последующие размещаются в определённом направлении, ориентированном по отношению к структурным элементам пласта. Различают следующие ползущие системы:

а) ползущую вниз по падению, когда ряды или группы скважин последовательно наращиваются в направлении падения пласта;

б) ползущую вверх по восстанию, когда ряды или группы скважин последовательно наращиваются в направлении восстания пласта;

в) ползущую по простиранию, когда первая группа скважин накладывается вкрест простирания пласта, а дальнейшие группы задаются в направлении простирания пласта.

Системы разработки, основанные на заложении скважин рядами

По последовательности разбуривания залежи выделяют системы:

ползущую, когда большие размеры продуктивной площади не позволяют ввести все части залежи в активную разработку. Вначале бурят не более трёх рядов скважин, расположенных параллельно ряду нагнетательных скважин (контур водоносности). При этом значительная часть пласта в первый период остаётся неразбуренной. Четвёртый ряд скважин бурят, когда обводнится первый, пятый – когда второй и т. д.

одновременную, когда разбуривание рядами осуществляется при разработке небольших и узких залежей, на которых достаточно расположить относительно оси складки по три-четыре ряда скважин.

По способу размещения нагнетательных скважин различают системы:

с законтурным заводнением;

с внутриконтурным заводнением;

с закачкой газа в газовую шапку (нагнетательные скважины располагают в пределах шапки);

с закачкой газа (высокого давления или сжиженного газа) в нефтяную часть залежи.

Добыча нефти и газа ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. В настоящее время структура сырьевой базы такова, что крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки и применение традиционных технологий по вовлечению невыработанных запасов может быть экономически нецелесообразным. Вследствие чего значительные объемы запасов окажутся не вовлеченными в промышленную разработку. Как известно, все вопросы разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин тесно связаны с режимом пласта и все происходящие в них процессы легко объяснимы.

Согласно существующим представлениям, режимом нефтяных залежей называется доминирующая сила пластовой энергии, проявляющаяся в процессе разработки. Все известные нам режимы (водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный) характеризуются определенной закономерностью. Наиболее характерной является зависимость газового фактора (F) от коэффициента нефтеизвлечения (h), а также изменение диапазона компонентного состава газа нефтяных залежей. Режимы могут проявляться как в отдельности, так и в смешанном виде (в сочетании с другими режимами). Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, в залежах нефти, имеющих смешанный режим, изменение газового фактора происходит в соответствии с преобладающим режимом, проявляющимся в процессе разработки.

Режимы разработки залежей:

Упругий , при котором в качестве единственного источника энергии используется энергия упругого расширения воды, нефти и горных пород.

Водонапорный, при котором используется только энергия гидростатического напора краевых вод. Нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. При водонапорном режиме давление воды действует на нефть снизу.

Газонапорный, при котором используется энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке (режим газовой шапки). Нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии. При газонапорном режиме газ создает давление на нефть сверху.

Режим растворенного газа, при котором основным источником энергии является энергия выделяющегося и расширяющегося газа. Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. Нефть продвигается к пласту под действием энергии расширяющегося газа.

Гравитационный режим - нефть из пласта продвигается к забою под действием гравитационных сил (сил тяжести). При гравитационном режиме отсутствует напор краевых вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки м/р.

На разрабатываемых залежах какой либо из указанных режимов разработки в чистом виде встречается редко. Обычно режимы сосуществуют в различных комбинациях.

Например: нефтяная залежь может одновременно разрабатываться под действием давления газа в газовой шапке и напора краевых вод. Режим растворенного газа может сочетаться с газонапорным или упругим:

Смешанный, режим, при котором проявляется одновременно несколько движущихся сил.

В результате эксплуатации скважин из недр извлекаются не все запасы содержащихся в залежах углеводородов.

Отношение извлеченного из залежи количества нефти или газа к их первоначальным (геологическим) запасам - называется коэффициентом нафтеотдачи (газоотдачи) пласта.

Значение этого коэффициента зависит в первую очередь от режима разработки.

При разработке нефтяных залежей наиболее эффективны упругий и водонапорный режимы, называемые режимом вытеснения нефти водой, т.к. вода имеющая большую вязкость, хорошо вытесняет нефть.

Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме и режиме растворенного газа наименьший, т.к. лишь часть энергии расширяющегося газа расходуется на вытеснение нефти. Большая часть непроизводительно проскальзывает по направлению к скважинам.

При гравитационном режиме с низким темпом отбора нефти можно получить высокий коэффициент нефтеотдачи, но увеличение длительности разработки залежи может оказаться экономически невыгодным.

Газоотдача выше нефтеотдачи пластов вследствие небольшой вязкости газов и слабого взаимодействия их с пористой средой горных пород. Наибольшую газоотдачу можно достигнуть снижением пластового давления до атмосферного. Поэтому разработку газовых залежей прекращают при давлении на устье скважин чуть больше атмосферного.

Режим эксплуатации залежи (м/р) можно искусственно изменить.

Например: закачка газа в ее наиболее высокую часть для создания газовой шапки - переводится с гравитационного или с режима растворенного газа на газонапорный; закачка воды в скважины, пробуренные вокруг залежи на продуктивный пласт - искусственно создается водонапорный режим разработки.

Совокупность мероприятий, при помощикоторых можно воздействовать на процесс разработки залежи и управлять этим процессом, называется системой разработки залежи.

На одной и той же залежи можно применять различные системы. Наиболее рациональной будет такая, которая обеспечивает выполнение намеченных планов добычи нефти и газа и достижение полного их извлечения из недр земли с минимальными затратами.

Система разработки залежи может изменяться по мере её выработки и получения дополнительной информации о свойствах и строении продуктивных пластов. Комплекс мероприятий, улучшающих систему разработки - называется регулированием системы разработки эксплуатируемой залежи (бурение новых скважин, изменение условий работы скважин - перевод с фонтанного способа эксплуатации на механизированный и др.)

Геометрически неправильные схемы расположения скважин получаются в результате различных мероприятий по регулированию (бурение новых скважин, выключение старых - нерентабельных и др.). Такие схемы размещения скважин используются при разработке газовых залежей.

Система размещения скважин при разработке газовых залежей мало влияет на газоотдачу пласта. Число же газовых скважин определяется потенциальными возможностями (т.е. предельно допустимым дебитом) каждой отдельно и общей потребностью в газе. Газовые скважины размещаются равномерно в наиболее высоких участках залежи.

В процессе разработки нефтяных залежей при естественных режимах происходит истощение пластовой энергии и падение пластовых давлений. При снижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ и напорный режим работы залежи переходит в режим растворенного газа, а дебиты скважин уменьшаются. Дальнейшее истощение энергии выделяющегося из нефти газа приводит к проявлению гравитационного режима разработки и к необходимости использования дополнительных источников энергии для подъема нефти из скважины.

Таким образом, разработка нефтяных месторождений при естественных режимах не обеспечивает высоких темпов добычи нефти и высоких коэффициентов нефтеотдачи пласта: в недрах остаются огромные количества нефти, особенно при режиме растворенного газа. В результате разработка залежей может затянуться на многие годы, а затраты возрастут за счет использования дополнительных источников энергии. Для обеспечения высоких темпов отбора нефти из залежи и достижения коэффициентов нефтеотдачи необходимо в процессе разработки искусственно поддерживать пластовое давление путем закачки в залежь воды или газа (воздуха). Закачка воды в пласт - заводнение - самый распространенный в мире метод ППД. Свыше 90% всей нефти добывают из заводненных месторождений.

Педагогическая технология - Модульная" № уроков - модулей в теме - М 3 и М 4

Основные понятия и характеристики систем разработки

Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и уп­равлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на плас­ты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических про­ектных документах.

Под эксплуатационным объектом понимается про­дуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород про­дуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насы­щающих их флюидов, величины начальных приведенных пласто­вых давлений.

По признаку последовательности ввода отдельных объектов в эксплуатационное разбуривание могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от дру­гого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специ­альной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распростра­ненной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки место­рождений и в настоящее время не применяется.

Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.

а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»

Система разработки «снизу вверх». Данная система заклю­чается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).

Основные преимущества этой системы заключаются в следу­ющем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного гори­зонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку сква­жины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных место­рождений;

4) сокращается число аварий при бурении, связанных с ухо­дом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.

Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделя­ются на поэтапную и одновременную (сплошную).

При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда пер­вый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называ­ется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в слу­чае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.

При одновременной системе разработки залежь охва­тывается заводнением одновременно по всей площади.

Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия, на пласт

Современному состоянию техники соответствует следующее деление методов разработки нефтяных залежей по признаку воз­действия на пласт:

1) метод разработки без поддержания пластового давления;

2) метод поддержания давления путем закачки воды;

3) метод поддержания давления путем закачки газа или воздуха;

4) вакуум-процесс;

5) компрессорно-циркуляционный метод разработки конденсатных месторождений;

6) метод внутрипластового горения;

7) метод циклической закачки пара.

Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водо­напорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт.

В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обес­печить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапор­ном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов – 60 - 70%.

Системы разработки с поддержанием пластового давления в свою очередь подразделяются на системы с законтурным, приконтурным и внутриконтурным воздействием.

Метод поддержания давления, при котором вода закачивается в законтурную область пласта, называется закон­турным заводнением. Законтурное заводнение рацио­нально применять при разработке относительно узких залежей (шириной не более 3-4 км), на которых размещается от трех до пяти рядов эксплуатационных скважин.

При разработке крупных залежей, когда закачка воды в за­контурную область не сможет обеспечить заданных темпов добычи и охватить влиянием скважины, расположенные внутри залежи, целесообразно применять внутриконтурное завод­нение. Раньше на заре развития методов поддержания давле­ния путем закачки воды применяли поэтапную систему разработки, которая представляла собою ползущую систему разработки по восстанию или по падению. В том и другом случае образовывалась законсервированная часть залежи, что крайне нежелательно. Поэтому при разработке крупных залежей в на­стоящее время применяют внутриконтурное заводнение .

Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные.

Внутриконтурное заводнение применяется такжепри разра­ботке литологических залежей , границы которых определяются замещением песчаников глинами. В этих случаях воду закачивают по оси залежи. Такое заводнение называется внутриконтурным по оси. Если же закачка производится в центре литологически ограниченной залежи через одну скважину, заводнение называ­ется очаговым. Практика показала эффективность такого заводнения литологических объектов, состоящих из большого числа линзообразных залежей.

С течением времени при очаговом заводнении соседние эксплуа­тационные скважины начинают обводняться, и после полного обводнения их переводят под нагнетание воды. Постепенно оча­говое заводнение превращается в центральное.

Центральным называется заводнение, которое производится через три-четыре скважины, расположенные в центре залежи.

Как правило, центральное заводнение через несколько скважин сразу в начале разработки на практике никогда не осуществляется.

В практике разработки крупных залежей применяются одно­временно законтурное, внутриконтурное по блокам и очаговое заводнения.

При разработке крупных залежей нефти платформенного типа в Западной Сибири применяют рядные системы разработки. Разновидность их - блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. При большем числе рядов (семь-девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пре­делах 400 - 600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах - в пределах 300 - 600 м.

При трехрядной системе за­лежь разрезается рядами нагнетательных скважин на ряд по­перечных полос шириною, равной четырехкратному расстоянию между рядами скважин. При пятирядной системе ширина полос равна шестикратному расстоянию между рядами. Эти системы разработки обеспечивают очень быстрое разбуривание залежей. При этих системах в начале разработки залежи не учитываются литологические особенности пласта.

Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Пятиточечная обращенная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре - нагнетательная скважина. Для этой си­стемы отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1/1.

Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной обращенной системе разработки

Семиточечная обращенная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважина­ми в углах и нагнетательной в центре. Добывающие сква­жины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная- в центре. Соотношение 1/2, т. е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Девятиточечная обращенная система (рис. 13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/3.

Рис. 13. Расположение скважин при девятиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жест­кие», поскольку при этом не допускается без нарушения гео­метрической упорядоченности расположения скважин и пото­ков движущихся в пласте веществ использование других нагне­тательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатиро­ваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заме­нить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не прини­мает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке эле­мента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять про­цесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной за­качки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время при использовании системы с площадным рас­положением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенно­го воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При ис­пользовании рядных систем для разработки сильно неоднород­ных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт со­средоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площад­ным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же вре­мя, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их боль­шой гибкости по сравнению с системами с площадным распо­ложением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные си­стемы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значитель­ной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (на­пример, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. На рис. 14 показаны целики нефти в элементе пятиточечной систе­мы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе мож­но пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Помимо упомянутых известны следующие системы разработ­ки: система с батарейным (кольцевым) расположением скважин (рис. 15), которую можно использовать в редких случаях в залежах кру­говой формы в плане; система при барьерном заводнении, при­меняемом при разработке нефтегазовых залежей; смешанные системы-комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при раз­работке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.

Рис. 14. Элемент пятиточечной системы, трансформируемый в элемент девятиточечной системы расположения скважин

1 – «четверть» основных добывающих скважин пятиточечного элемента (угловые скважины), 2 – целики нефти (застойные зоны), 3 – дополнительно пробуренные добывающие скважины (боковые скважины), 4 - заводненная область элемента, 5 - нагнетательная скважина

Рис. 15. Схема батарейного расположения скважин

1 – нагнетательные скважины, 2 – условный контур нефтеносности, 3 и 4 – добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R 1 и второй батареи радиусом R 2

Кроме того, используют избирательное системы воздействия, применяемые для регулирования разработки нефтяных мес­торождений с частичным изменением ранее существовавшей си­стемы.

В случае применения методов воздействия при разработке истощенных залежей их называют вторичными. Если они применяются с самого начала разработки залежи, их называют первичными. Вакуум-процесс является типичным вто­ричным способом и никогда не применяется с самого начала экс­плуатации.

Метод поддержания давления путем закачки газа обычно применяется в залежах, которые имеют газовую шапку. Поддержание давления путем закачки газа преследует цель под­держивать энергетические ресурсы пласта в процессе эксплуата­ции. Для этого с самого начала эксплуатации в сводовую часть структуры закачивают газ через нагнетательные сква­жины, расположенные вдоль длинной оси структуры. Кроме того, закачка газа иногда применяется при площадном вытеснении нефти газом (метод Мариэтта).

Термическое воздействие на пласт осуществляется путем закачки горячей воды в пласт через нагнетательные скважины. Закачка горячей воды применяется при заводнении пластов, содержащих сильно парафинистую нефть и имеющих температуру около 100° С. Закачка холодной, воды в такой пласт приводит к охлаждению пласта, к выпадению парафина, который закупо­ривает поры пласта.

В том случае, когда воздействие на пласт по средствам закачки воды осуществляется после разработки залежи при режиме рас­творенного газа, можно выде­лить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом низкого давления, и на заме­щение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессиру­ющего обводнения эксплуатационных скважин.

К моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины все поровое пространство в пласте будет занято жидкой фазой, по­этому дальнейший процесс заводнения будет установившимся: количество добываемой в сутки жидкости будет равно суточному объему закачиваемой воды.

Обобщение материалов, проведенное американскими исследо­вателями , показало, что коэффициент извлечения нефти при режиме растворенного газа в среднем составляет 20% от геологических запасов. Применение площадного заводнения на последней стадии разработки увеличивает его до 40%. В то же время применение заводнения в самом начале разработки увеличивает коэффициент извлечения от 60 до 85%. Согласно расчетам американских спе­циалистов, на месторождении Ист-Тексас ожидается конечная нефтеотдача порядка 80% от геологических запасов.

Можно указать еще четыре параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S c , равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной.
Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то S c = S/n. Размерность - м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр S сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.B. Крылова N кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении N кр = N/n. Размерность параметра =т/скв.

3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n н к числу добывающих скважин n д = n н /n д. Параметр - безразмерный. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной ~1/5.

4. Параметр р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических
свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т. д.).

Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин n р, то р = n р /n. Параметр р - безразмерный.

Параметр плотности сетки скважин S с вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10 -3 Па*с) он может составлять 1 - 2*10 4 м 2 /скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм 2) разрабатывают при S c = 10 - 20*10 4 м 2 /скв. Конечно,
разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S c может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значениях параметра А.И.Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов S c = 25 - 64*10 4 м 2 /скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S c может быть равен 70 - 100*10 4 м 2 /скв и более. Параметр N кр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр , естественно, равен нулю, а параметр р может составлять в принципе 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

Система должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах. Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п. Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки. Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин. Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи. Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруго водонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. В процессе разработки происходит "стягивание" контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, скважины последующих рядов.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод применяется для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров (рис. 59). При высоте залежи, составляющей 200 - 300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти - до 1-2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке сперфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований. Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе. Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Разработка – это научно-обоснованный процесс (комплекс работ) управления движением флюида в залежи нефти, газа или конденсата за счет:

Выбора объекта разработки;

Размещения скважин или выбора плотности сетки скважин;

Определения оптимального забойного давления;

Выбора природного режима эксплуатации залежи или необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь;

Метода и агентаППД;

Использования определенных технологий разработки;

Определения градиента давления;

Комплекса мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки . Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом .

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает:

Потребности страны в нефти (газе);

Возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах.

Вплоть до середины 40-х гг. разработка нефтяных месторождений осуществлялась только с использованием природной энергии залежей.

С середины 40-х гг. в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается в основном с освоением месторождений платформенного типа, которым свойственны большие размеры площадей нефтеносности, значительные глубины залегания основных продуктивных пластов и в большинстве случаев малоэффективный природный режим - упруговодонапорный, быстро переходящий в режим растворенного газа.

Ученые и производственники в сравнительно короткий срок обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путем нагнетания в них воды. Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-х гг. Первоначально он был внедрен на новых нефтяных месторождениях Башкирии и Татарии - Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском, Бавлинском и др., затем был распространен во всех нефтедобывающих районах страны на новых месторождениях с недостаточно эффективными природными режимами.

Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи и увеличивать в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных режимах.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью. При разработке залежей с ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышенная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость пород-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим - могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональноной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождении при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов . Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим условиям, дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геологопромысловые особенностн эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом .

Геологическая модель залежи.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой:

Комплекс промыслово-геологических графических карт и схем;

Цифровых данных;

Кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей,

А также словесное описание особенностей залежей (текстовая часть).

Среди графических карт и схем обязательны:

Сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения;

Схемы детальной корреляции;

Структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта;

Карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности;

Геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа;

Карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности);

Карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам.

При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).

Цифровыми данными характеризуются:

Пористость,

Проницаемость,

Начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллекторов;

Полная, эффективная, эффективная нефте(газо)насыщенная мощность;

Мощность проницаемых разделов между пластами;

Физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды.

При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекту в целом и по его частям.

К группе цифровых данных относятся также;

Статистические ряды распределения проницаемости; микро- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.); термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся:

Балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов;

Размеры площади нефтеносности;

Ширина, длина и высота залежи;

Размеры частей залежи - чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоводяной, газоводяной зон.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, приводят:

Кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры,

Характеристику фазовых проницаемостей,

Зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

Системы разработки нефтяных залежей

При естественных режимах.

К числу нефтяных залежей с эффективными природными режимами относят залежи с водонапорным и активным упруговодонапорным режимами.

Наиболее распространенный метод воздействия - заводнение - не приносит нужных результатов при вязкости нефти в пластовых условиях более 30-40 мПа×с, поскольку при этом в пласте не создается устойчивого фронта вытеснения нефти водой: последняя быстро перемещается по тонким наиболее проницаемым прослоям пласта, оставляя невыработанным основной объем залежи. Заводнение не может быть ос

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми (“кольцевыми”) рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной мощности пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей мощности. В процессе разработки происходит “стягивание” контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, - скважины последующих рядов.

Система разработки с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти всей площади залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; размеры залежи уменьшаются.

При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров. При высоте залежи, составляющей 200-300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти - до 1-2 мПа×с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной мощности, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При низкой вязкости нефти и неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие нефтенасыщенной мощности.

Система разработки с использованием энергии выделяющегося из нефти газа. Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке с перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной мощности.

Система разработки с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной мощности со значительным отступлением от контактов.

Поскольку вода обладает лучшей отмывающей способностью по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками.

При значительном объеме нефтяной части залежи по сравнению с газовой шапкой более эффективное действие напора вод и уменьшение влияния газовой шапки проявляются при больших углах падения пластов и значительной высоте нефтяной части залежи, высоком пластовом давлении, повышенных значениях проницаемости и гидропроводности пород-коллекторов. В рассматриваемых условиях разработка залежи в значительной мере усложняется вследствие образования конусов газа и воды. Это необходимо учитывать при обосновании интервалов перфорации и дебитов скважин.

Система с использование напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из нефтегазовой залежи (с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа, соответствующих темпам снижения давления в нефтяной части залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК.

Похожая информация.