3. разработка нефтяных месторождений режимы разработки залежей нефти
 Скачать 0.62 Mb.
|
|
26 3. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 3.1. Режимы разработки залежей нефти Режимом разработки или режимом нефтегазоводоносного пла- ста называют проявление доминирующей формы пластовой энер- гии, под действием которой нефть движется к забоям добывающих скважин [3, 16, 6, 7, 9, 14, 19, 17, 20]. Режимы бывают естественны- ми, когда преобладающими видами энергии являются: а) энергия напора краевых или подошвенных вод (водонапор- ный режим); б) энергия расширения первичной газовой шапки в подгазовых залежах (газонапорный или газовый режим); в) режим растворенного газа (энергия выделяющегося из нефти растворенного газа); г) энергия положения нефти в крутопадающих пластах (грави- тационный режим). При упругом расширении жидкости и породы рассматривают- ся также упругий и упруговодонапорный режимы. При искусственных режимах преобладающим видом энергии является энергия закачиваемых с поверхности земли в пласт вытес- няющих – воды (жесткий водонапорный режим) или газа – и других агентов. Таким образом, выделяют следующие режимы работы нефтя- ных залежей: водонапорный, газонапорный (газовой шапки), режим растворенного газа, гравитационный. Учитывая влияние на работу пласта упругого расширения жидкостей и породы, рассматривают также упругий и упруговодонапорный режимы. При разработке за- лежей нефти в них проявляются одновременно различные движу- щие силы, т.е. различные режимы, но с преобладанием (доминиро- ванием) одного из них. Если два-три режима проявляются примерно в равной степени, говорят о смешанных режимах дренирования. 27 Водонапорный режим. При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием напора наступающей краевой или подошвенной воды. В идеальном случае при этом ре- жиме залежь постоянно пополняется водой из водоносного бассей- на (см. рис. 1.2). Условием существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью земли. Если пропуск- ная способность водоносной части пласта достаточно высокая и обеспечивает поступление воды в нефтяную часть в количестве, равном количеству отбираемой из пласта жидкости, в залежи уста- навливается жесткий водонапорный режим (рис. 3.1). Зоны соприкосновения водонасыщенной части пласта с по- верхностью могут находиться на расстоянии сотен километров от его нефтяной части. В залежи с водонапорным режимом водоне- фтяной контакт (ВНК) занимает горизонтальное положение, по ме- ре отбора нефти ВНК постепенно поднимается, а контуры нефте- носности стягиваются к центру залежи. Рис. 3.1. График разработки залежи при водонапорном режиме: 1 – пластовое давление; 2 – добыча нефти (текущая); 3 – газовый фактор; 4 – обводненность продукции 28 Сначала обводняются скважины, близко расположенные к кон- туру нефтеносности, а в дальнейшем и скважины, находящиеся в центре залежи. Нефтесодержащие породы в абсолютном боль- шинстве случаев неоднородны по своему составу и проницаемости, поэтому жидкость в пласте (нефть и вода) движется с большей ско- ростью в пропластках с более высокой проницаемостью. В резуль- тате контур воды может продвигаться к центру залежи неравномер- но, что приводит к образованию «языков обводнения» и затрудняет планомерную эксплуатацию залежи. В зависимости от особенностей водонапорного режима нефтя- ных залежей благоприятными условиями для его осуществления являются: – хорошая сообщаемость между нефтяной и водяной частями залежи; – хорошая проницаемость и однородность строения залежи; – небольшая вязкость нефти; – соответствие темпов отбора нефти, воды и газа из залежи и интенсивности поступления в нее воды. При этом режиме наиболее продолжительный период стабиль- но высокой и безводной добычи нефти с невысоким газовым факто- ром и достигается наибольший коэффициент нефтеотдачи (0,7–0,8). При газонапорном режиме, или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Этот процесс аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той лишь разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части за- лежи, а газ – в пониженные. Объем газа, находящегося под давле- нием в газовой шапке, всегда меньше объема водонапорной систе- мы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии сжатого газа ограничен. В связи с низкой по отношению к нефти вязкостью газа могут происходить прорывы его к забоям добывающих скважин с оттес- нением от них нефти, что существенно снижает нефтеотдачу при газонапорном режиме. Поэтому при газонапорном режиме необхо- 29 димо тщательно контролировать процесс эксплуатации скважин, расположенных вблизи газовой шапки, ограничивать их дебит, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, даже прекращать их эксплуатацию. Для повышения эффек- тивности разработки нефтяной залежи с газовым режимом в ее по- вышенную часть следует нагнетать газ с поверхности, что позволя- ет поддерживать, а иногда и восстанавливать газовую энергию в залежи (рис. 3.2). Суммарный отбор Рис. 3.2. График разработки залежи при газонапорном режиме (режим газовой шапки): 1 – пластовое давление; 2 – добыча нефти (текущая); 3 – газовый фактор Режим растворенного газа. При снижении давления в про- дуктивном пласте до давления насыщения нефти газом и выделении последнего в свободную фазу произойдет переход к режиму рас- творенного газа, фактически – к смешанному режиму, при котором нефть вытесняется к добывающим скважинам расширяющимся га- зом и за счет продолжающегося расширения пластовых флюидов и горных пород. Режим растворенного газа характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в зале- жи и слабом поступлении в ее нефтяную часть краевой воды. 2 1 3 0 20 40 60 80 100 % 30 Основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Газовые образования в пористой среде, двигаясь в сторону более низкого давления, действуют на нефть как своеобразные поршни, а также увлекают ее за счет сил трения. Пластовое и за- бойные давления остаются ниже давления насыщения нефти газом. Газовый фактор по мере эксплуатации залежи на режиме раство- ренного газа увеличивается некоторое время быстрыми темпами, а затем, достигнув некоторого максимума, снижается вплоть до пол- ного истощения пласта (рис. 3.3). Суммарный отбор Рис. 3.3. График разработки залежи при режиме растворенного газа: 1 – пластовое давление; 2 – добыча нефти (текущая); 3 – газовый фактор Упругий режим. При пуске в работу скважины (или группы скважин, которые можно рассматривать как одну укрупненную скважину) вокруг нее формируется воронка депрессии, среднее давление в которой ниже начального пластового давления в залежи. Приток жидкости (нефти) в скважину происходит за счет освобож- дения потенциальной энергии сжатых пород и флюидов и энергии напора краевых или подошвенных вод. 3 1 2 0 20 40 60 80 100 % 31 Граница воронки депрессии сохраняет свое положение при по- стоянном пластовом (контурном) давлении, водонефтяной контакт (контур нефтеносности) непрерывно перемещается в сторону добы- вающих скважин и сокращается, т.е. происходит уменьшение нефтенасыщенной части пласта. Такое явление наблюдается доста- точно редко, обычно воронка депрессии постепенно расширяется, захватывая водоносную часть пласта. Среднее давление в зоне от- бора снижается, вызывая упругое расширение пластовых флюидов и горной породы. Поступление воды из законтурной зоны в нефтя- ную часть пласта отстает от отбора жидкости. Такой процесс, если в залежи искусственно не поддерживается пластовое давление за счет закачки воды или другого агента, продолжается до тех пор, пока давление в целом или в отдельных частях залежи не снизится до давления насыщения нефти газом. В указанных условиях залежь работает в режиме, называемом упруговодонапорным. Пластовые жидкости и горные породы сжимаемы, они облада- ют запасом упругой энергии, освобождающейся при снижении пла- стового давления. Упругие изменения, отнесенные к единице объе- ма, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обусловливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин. Чем больше объем пласта, тем больше масса жидкости, которая во- влекается в движение к скважине [14]. Упругие свойства пласта пе- редаются с некоторой скоростью χ: χ = k /μ (т β ж + β п ) = k /μ β*, (3.1) где χ– коэффициент пьезопроводности, м 2 /с; k – коэффициент про- ницаемости пласта, м 2 ; μ – абсолютная, или динамическая, вязкость жидкости, Па∙с; т – пористость, доли единицы; β ж – коэффициент сжимаемости жидкости, 1/Па; β п – коэффициент сжимаемости по- ристой среды, 1/Па; β* – коэффициент упругоемкости пласта, 1/Па: β* = m β ж + β п , (3.2) 32 где m – пористость горной породы; β ж – коэффициент объемной упругости пластовой жидкости, заполняющей поровое простран- ство; β п – коэффициент объемной упругости породы. За счет освобождения упругой энергии пласта, расширения флюидов и горной породы, уменьшения при этом объема порового пространства из залежи добывается объем жидкости: ΔV ж = β* V зал ∙ΔP, (3.3) где ΔV ж – упругий запас жидкости в объеме залежи при перепаде давления ΔP; V зал – объем залежи. Например, при размерах залежи 5 км (длина) на 2,5 км (шири- на), толщине продуктивного пласта 10 м, снижении пластового давле- ния в залежи на 5 МПа, пористости пород 20 %, β ж = 10 10 –4 МПа –1 , β п = 1 10 –4 МПа –1 объем вытесненной (добытой) за счет упругого расширения пласта жидкости составит 187,5 10 3 м 3 Гравитационный режим. При полном истощении пластовой энергии единственной силой, заставляющей нефть двигаться по пласту, является сила тяжести самой нефти. В этом случае нефть из повышенных зон пласта будет перетекать в пониженную его часть и скапливаться в ней. Режим работы таких пластов называется гра- витационным (от слова «гравитация», что означает «сила тяжести»). Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, га- зовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь имеет крутые углы падения, то продуктивными будут те скважины, кото- рые вскрыли пласт в его пониженных зонах. Графики изменения пластового давления и газового фактора при разработке нефтяных залежей приведены на рис. 3.1–3.3. При водонапорном режиме в первый период разработки залежи пластовое давление существенно снижается, затем сохраняется близким к начальному (жесткий водонапорный режим) или посте- пенно уменьшается (упруговодонапорный режим). Газовый фактор остается постоянным. 33 При газонапорном режиме пластовое давление со временем снижается примерно с постоянным темпом, пока не начинаются прорывы газа в добывающие скважины, после чего снижение дав- ления ускоряется. Газовый фактор в первый период постоянно уве- личивается, во втором периоде происходит его резкое увеличение во времени. При режиме растворенного газа пластовое давление интенсив- но уменьшается в течение всего периода разработки, газовый фак- тор сначала резко возрастает, достигая некоторого максимума, за- тем также резко уменьшается. По промысловым и лабораторным данным, коэффициенты нефтеизвлечения при разных режимах достигают следующих зна- чений: водонапорный режим ........................................................... 0,5–0,8 упруговодонапорный ........................................................... 0,5–0,8 газонапорный режим ............................................................ 0,4–0,7 режим растворенного газа ................................................. 0,15–0,3 гравитационный режим ....................................................... 0,1–0,2 Напорные режимы отличаются более высокими темпами отбо- ра нефти из залежи и, соответственно, меньшими сроками выработ- ки извлекаемых запасов. 3.2. Системы разработки залежей нефти Система разработки – это совокупность технико-технологи- ческих и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пла- стах к забоям добывающих скважин. Система разработки включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотноше- ние, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специ- альных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; меро- приятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприя- тия по контролю и регулированию процесса разработки залежей. 34 Разработка нефтяного месторождения должна вестись по си- стеме, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техни- ки эксплуатации скважин и других объектов и сооружений при обя- зательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды. Система разработки залежи должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи. Чем полнее изучен геолого-промысловый материал, тем точнее определяется система разработки нефтяной залежи. Данные о структуре пласта, его эффективной нефтенасыщенной толщине, расчленении на отдельные пропластки и зоны позволяют выпол- нить построение структурных карт и геологических профилей с нанесением положения газонефтяных и водонефтяных контуров (контактов). Данные, характеризующие геометрию пласта, позво- ляют определить запасы нефти и газа, и выбрать варианты разме- щения скважин. Данные о режиме работы пласта, размерах и свойствах водона- сыщенной зоны, динамика пластового давления позволяют обосно- вать необходимость его поддержания, определить потенциальные дебиты скважин и сроки разработки залежи. Для определения ре- жима работы пласта, его свойств и особенностей всесторонне изу- чается не только зона пласта, насыщенная нефтью, но и зона, насы- щенная водой и газом. На основе оценки и сопоставления таких по- казателей, как начальное пластовое давление, давление насыщения нефти газом, размеры и свойства водонасыщенной зоны или разме- ры газовой шапки и другие, можно прогнозировать доминирующий режим работы залежи в первые периоды ее разработки. В первоначальном проектном документе по разработке следует ориентироваться на равномерную сетку скважин до тех пор, пока в процессе разбуривания всей залежи не будут выявлены такие ее особенности, которые потребуют сгущения сетки на отдельных 35 участках. Комплексно, на основе геологического, гидродинамиче- ского и технико-экономического анализа, должна решаться задача об определении общего числа скважин, о положении рядов и выбо- ре расстояний между скважинами в рядах. Процесс поддержания пластового давления путем закачки воды может начинаться как с законтурного, так и с тех или иных вариантов внутриконтурного заводнения. В зависимости от неоднородности разрабатываемого пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, плотности размеще- ния основного фонда скважин, технико-экономических показателей разработки устанавливается количество скважин резервного фонд. Большая часть нефтяных месторождений характеризуется наличием двух, трех и более продуктивных пластов. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях – одна из задач при проектировании системы разработки. Эксплуата- ционный объект – это один или несколько продуктивных пластов, разрабатываемых отдельной (самостоятельной) сеткой скважин. После выделения эксплуатационных объектов формирование системы разработки месторождения включает, укрупненно, следу- ющие мероприятия: 1) определение очередности разработки объектов и их разбу- ривание; 2) управление движением нефти к скважинам и подъем жидко- сти на поверхность; 3) регулирование баланса пластовой энергии; 4) управление потоками нефти (нефти, газа и воды) на поверх- ности. 3.3. Схематизация форм залежи при гидродинамических расчетах показателей разработки Нефтяные залежи не имеют в плане правильной геометриче- ской формы. Сложная форма контуров залежи затрудняет выполне- ние гидродинамических расчетов при проектировании разработки, особенно на первом этапе проектирования. 36 Для упрощения задачи возможна аппроксимация (замена) ис- тинной формы залежи такими формами или частями форм и их со- четаниями, которые поддаются аналитическому расчету (прямо- угольник, полоса, круг, сектор, кольцо). При этом необходимо со- блюдать определенные правила: длина внешнего периметра приня- той формы должна быть равна фактической длине контура нефте- носности; должны выполняться равенство площадей нефтеносности в пределах реального и расчетного контуров нефтеносности, равен- ство запасов и количества скважин в реальной и схематизированной залежах; запасы, приходящиеся на каждый ряд скважин в расчетной схеме, должны быть равны фактическим запасам (рис. 3.4). Рис. 3.4. Схематизация вытянутой формы залежи Залежь с соотношением осей 1/3 ≤ а/в ≤ 1/2 следует заменить при выполнении расчетов равновеликим по площади кольцом. Ряды скважин на схеме размещаются по концентрическим окружностям. При а/в ≈ 1 залежь можно схематично заменить равновеликим по площади кругом (рис. 3.5). Заливообразную залежь можно рассматривать как сектор кру- говой залежи. В каждом отдельном случае необходимо выбрать наиболее удобный и вместе с тем наименее искажающий способ схематизации формы залежи. 37 Рис. 3.5. Схематизация круговой формы залежи Для расчета показателей разработки создается цифровая трех- мерная адресная геологическая модель (ГМ) месторождения, под которой понимается представление продуктивных пластов и вме- щающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерных цифровых кубов, характери- зующих: – пространственное положение в объеме горных пород коллекто- ров и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев; – пространственное положение стратиграфических границ про- дуктивных пластов; – пространственное положение литологических границ в пре- делах пластов,тектонических нарушений и амплитуд их смещений; – идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков); – средние значения в ячейках сетки геологических параметров, позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов; – пространственное положение начальных и текущих флюид- ных контактов; – пространственные координаты устьев, забоев и пластопере- сечений скважин. Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения 38 сведений по вновь разбуренным скважинам, обеспечивать выпол- нение необходимых вычислений, получение файлов, просмотр дан- ных на экране, получение твердых копий. |