3. разработка нефтяных месторождений режимы разработки залежей нефти
 Скачать 0.62 Mb.
|
|
3.4. Размещение скважин по площади нефтяного месторождения (залежи) Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, ис- ходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контур- ных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добы- вающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Скважины размещают по равномерной или по неравномерной сет- кам. В зависимости от схемы поддержания пластового давления возможны варианты законтурного, внутриконтурного или площад- ного заводнения. При законтурном заводнении вода нагнетается в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Добывающие сква- жины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, парал- лельными контуру. Наиболее благоприятными объектами для осу- ществления законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками с хорошей проницаемо- стью и не осложненные тектоническими нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин. При внутриконтурном заводнении поддержание или восста- новление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России при- меняют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные пло- щади или блоки самостоятельной разработки, очаговое заводнение, площадное заводнение. 39 Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные пло- щади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной систе- ме (рис. 3.6). Рис. 3.6. Разрезание залежи на отдельные площади На средних и небольших по размеру залежах применяют попе- речное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение) с размещением между двумя нагнетатель- ными рядами не более 3–5 рядов добывающих скважин. При высо- кой продуктивности оправдали себя пятирядные системы, при средней и малой – соответственно трехрядные и однорядные. С целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений применяют схемы оча- гового и избирательного заводнения, в этом случае нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с приня- той упорядоченной системой разработки, а на отдельных выбороч- ных участках пластов. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной за- качкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Наиболее широко применяются площадные системы заводнения, которые по числу скважино-точек могут быть четырех-, пяти-, семи-, девяти- и тринадцатиточечные. 40 Системы заводнения бывают (проектируются) обращенные или необращенные (прямые). При обращенной системе заводнения в центре элемента располагается нагнетательная скважина, добы- вающие скважины расположены по углам элемента. При необра- щенной (прямой) системе заводнения в центре элемента располага- ется добывающая скважина, нагнетательные скважины расположе- ны по углам элемента. Каждую систему характеризует параметр интенсивности си- стемы заводнения. При однорядной, четырех- (рис. 3.7, а), пятито- чечной (рис. 3.7, б) системе заводнения параметр интенсивности равен 1:1. При прямой семиточечной (рис. 3.7, в) – 1:2, т.е. на одну добывающую скважину приходится две нагнетательные скважины, девятиточечной (рис. 3.7, г) – 1:3 – на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины, тринадцатиточечной – 1:3,5. При обращенной системе – соответственно 2:1; 3:1; 3,5:1. Линейная система (рис. 3.7, д, е) – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахмат- ном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин в этом случае составляет 1:1. Рис. 3.7. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементами) 41 Площадное заводнение эффективно при разработке объектов со значительной площадью нефтеносности с малопроницаемыми коллекторами. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти. 3.5.Приток жидкости и газа к скважинам Фильтрация жидкости или газа по пласту в районе расположе- ния скважины в большинстве случаев имеет радиальный или близ- кий к радиальному характер (линии тока направлены по радиусам окружностей, центром которых является центр скважины). Для определения дебита при установившейся радиальной фильтрации жидкости используют формулу Дюпюи: пл заб ж к c ( ) 2 , ln P Р k h Q R r (3.4) где Q ж – объемный расход жидкости, м 3 /с; k – проницаемость пласта, м 2 ; h – толщина пласта, м; μ –динамическая вязкость жидкости, Па∙с; Р пл – давление на круговом контуре питания радиусом R к , Па; Р заб – забойное давление, Па; r с – радиус скважины, м. Для газа используют формулу 2 2 пл заб г к г ат c ( ) , ln P Р k h Q R P r (3.5) где Q г – объемный расход газа при атмосферном давлении Р ат , м 3 /с; μ г – динамическая вязкость газа, Па∙с. 3.6.Проектирование разработки залежей нефти Под разработкой нефтяного или газового месторождения по- нимается управление процессом движения жидкостей и газа в пла- сте к добывающим скважинам при помощи определенной системы 42 размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, установления и поддержания наме- ченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии. Проектированиесистемы разработки нефтяного месторожде- ния – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений, характеризующих объект разработки, включает последователь- ность, темп разбуривания и обустройства месторождения (залежи); наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добы- вающих скважин; число резервных скважин, управление разработ- кой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Система за- воднения определяется взаимным расположением забоев добываю- щих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Выбор схемы размещения скважин, расстояния между забоями скважин, определение их числа, системы заводнения и режима разработки – основные задачи разработки нефтяных месторождений, которая решается комплексно с учетом геологических, технических и эко- номических факторов. При этом расчет строят таким образом, что- бы обеспечить заданный отбор из месторождения минимальным числом скважин с наибольшими дебитами в течение длительного срока эксплуатации и с наименьшими затратами на обустройство промысла. Составной частью проектирования и осуществления рацио- нальной системы разработки является выделение эксплуатационных объектов. Объект разработки – это искусственно выделенное в пре- делах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее про- мышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В один эксплуатационный объект следует соединять пласты примерно с одинаковыми величи- нами проницаемости, пористости и пластового давления, пласты, содержащие нефть с близкими физико-химическими свойствами. 43 Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников тер- минологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама приро- да не создает объекты разработки – их выделяют люди, разрабаты- вающие месторождение. В процессе разработки объекты могут объ- единяться или разделяться. В объект разработки может быть вклю- чен один или несколько пластов или залежей одного месторожде- ния. На одном месторождении возможна разработка одного или не- скольких объектов самостоятельной или одной сеткой скважин. Ос- новные особенности объекта разработки – наличие в нем промыш- ленных запасов нефти и определенной, присущей данному объекту, группы скважин, при помощи которых он разрабатывается. 3.7. Параметры системы разработки Системы разработки характеризуется следующими параметрами: 1. Плотность сетки скважин. Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин – важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью S осн на одну скважину (га/скв.). На выбор плот- ности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи. Плотность сетки скважин S с , 2 м , скв. равна площади нефтеносно- сти залежи S, приходящейся на одну добывающую и нагнетатель- ную скважину: c 0 , S S n (3.6) здесь 44 n 0 = n д + n н , где n д и n н – число соответственно добывающих и нагнетательных скважин. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более ак- тивной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают. Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. 2. Иногда используют параметр S д , 2 м , скв. равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину, т.е. д д S S n (3.7) 3. Параметр акад. А.П. Крылова А и т , скв. равный отношению начальных извлекаемых запасов нефти Q 0 к общему числу скважин на залежи (иногда к числу только добывающих скважин), т.е. 0 0 и и 0 д или Q Q А А n n (3.8) Очевидно, что этот параметр несет в себе важное экономиче- ское содержание, поскольку определяет рентабельность бурения скважин и для каждого района имеет свое значение. 4. Параметр интенсивности системы заводнения m, равный от- ношению числа нагнетательных к числу добывающих скважин (или наоборот), т.е. 45 н l n m n (3.9) 5. Параметр m р , равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин (для регу- лирования разработки), к общему числу скважин, т.е. р р 0 0,1 0,5. n m n (3.10) 6. Удельный извлекаемый запас нефти (N с ) – отношение извле- каемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин, т/скв.: N c = N/n, (3.11) где N – извлекаемые запасы нефти. 7. Параметр р равен отношению числа резервных скважин к общему числу скважин основного фонда (n наг + n доб ): р = n рез /(n наг + n доб ). (3.12) Фонд скважин – общее число нагнетательных и эксплуатаци- онных скважин, предназначенных для осуществления процесса раз- работки месторождения. Он подразделяется на основной и резерв- ный. Под основным фондом понимают число скважин, необходи- мое для реализации проектной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и повышения эф- фективности системы воздействия на пласт. Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышен- ной проницаемостью. 3.8. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки 46 Скважины могут размещаться по равномерным сеткам (квад- ратным и треугольным) и неравномерным – прямоугольным или сгущающимся. Плотность сетки скважин, эксплуатирующих тот или иной пласт (объект разработки), есть отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин (м 2 /скв. или га/скв., 1 га = 10 4 м 2 ). Например, при расстояниях между рядами скважин 500 м и между скважинами в ряду 400 м плотность сетки составляет 20×10 4 ·м 2 /скв. (20 га/скв.). От принятой сетки размещения скважин зависит годовая добы- ча нефти, жидкости, темпы их отбора; срок разработки месторож- дения, конечная нефтеотдача (КИН), скорость обводнения продук- ции скважин, динамика пластового давления и другие показатели. Выбор схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади, определение их числа и взаимное расположение – ос- новные задачи при разработке нефтяных месторождений. Эта задача решается комплексно с учетом геолого-физических свойств пластов и флюидов (вязкость нефти, проницаемость, тол- щина, глубина залегания пласта, его неоднородность, наличие связи между законтурной и внутриконтурной зонами, величина место- рождения и др.), технологических (режима работы залежи, система размещения скважин и расстояние между ними или плотность сет- ки, наличие закачиваемого агента), технических (наличие оборудо- вания) и экономических факторов (стоимости проекта и цены на нефть внутри государства и при продаже зарубежным потребителям). Определяющими факторами при выборе плотности сетки скважин (расстоянием между скважинами) являются проницаемость пласта и вязкость нефти. При низкой проницаемости, высокой рас- члененности и неоднородности пласта, при повышенной и высокой вязкости нефти (более 20 и 40 мПа∙с) пласта выбирается более плотная сетка скважин. При более плотной сетке скважин наблюдается, с одной сторо- ны, повышение таких показателей, как годовые отборы нефти, жид- кости, темпы их отбора, уменьшение продолжительности времени 47 разработки и повышение КИН, с другой стороны – более быстрое обводнение продукции скважин и, самое главное, увеличение стоимо- сти проекта. 3.9. Технологические показатели разработки залежей нефти К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добываю- щих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приемистость скважин; динамика пластового давления, объемы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вы- вод скважин из эксплуатации и др. Эффективность процесса разработки оценивается также по со- отношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др. Рассмотрим методику расчета основных технологических по- казателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи). 1. Годовая добыча нефти (q t , т/год) – добыча нефти из всех до- бывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и ком- пьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти (q t )и количество добывающих (n tд ) и нагнетательных скважин (n tн ) можно определить по формулам [11]: 0 ост 0 , q t Q t q q e (3.13) 0 д д 0д t T n t n n e (3.14) 48 0 н н 0н , t T n t n n e (3.15) где t – порядковый номер расчетного года (t = 1, 2, 3, 4, 5, …, 10); q 0 – амплитудная добыча нефти за 10-й год; e = 2,718 – основание натурального логарифма; Q ост – остаточные извлекаемые запасы нефти; n 0д и n 0н – количество скважин на начало расчетного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T – средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет). 2. Годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи (q t ) к начальным извлекаемым запасам (Q низ ), %: t низ = q t / Q низ . (3.16) 3. Годовой темп отбора нефти t оиз , % от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи (q t ) к остаточ- ным извлекаемым запасам (Q оиз ) – остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчета (разность между начальными извлекаемы- ми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчетного года): t оиз = q t / Q оиз. (3.17) 4. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Q нак – сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс. т: Q нак = q t1 + q t2 + q t3 + … + q tn–1 + q tn . (3.18) 5. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов С Q – отно- шение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запа- сам), %: С Q = Q нак / Q низ . (3.19) 6. Коэффициент извлечения нефти (КИН), или коэффициент нефтеотдачи, – отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, д. ед.: КИН = Q нак / Q бал . (3.20) 49 7. Добыча жидкости с начала разработки Q ж – сумма годовых отборов жидкости (q ж ) на текущий год, тыс. т: Q ж = q ж1 + q ж2 + q ж3 +…+q жn–1 + q жn . (3.21) 8. Среднегодовая обводненность W (доля воды в продукции скважин) отношение годовой добычи воды (q в ) к годовой добыче жидкости (q ж ), %: W = q в / q ж . (3.22) 9. Закачка воды с начала разработки – сумма годовых значений закачки воды (q зак ) на конец отчетного года, тыс. м 3 : Q зак = q зак1 + q зак2 + q зак3 +…+ q зак n–1 + q зак n . (3.23) 10. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (теку- щая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидко- сти, %: K г = q зак / q ж . (3.24) 11. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала раз- работки (накопленная компенсация) – отношение накопленной за- качки воды к накопленному отбору жидкости, %: K нак = Q зак / Q ж . (3.25) 12. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется пу- тем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Г ф ), млн м 3 : q газ = q t Г ф . (3.26) 13. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн м 3 : Q газа = q газ1 + q газ2 + q газ3 +…+ q газ n–1 + q газ n . (3.27) 14. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому коли- честву добывающих скважин (n доб ) и количеству дней в году (Т г ) с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (K э.д ), т/сут: 50 q скв.д = q t / n доб Т г K э.д , (3.28) где K э.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающи- ми скважинами дней (суток) в течение календарного года к количе- ству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году и принят равным 0,98. 15. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году с уче- том коэффициента эксплуатации добывающих скважин, т/сут: q скв.ж = q ж / n доб Т г K э.д . (3.29) 16. Среднегодовая приемистость одной нагнетательной сква- жины – отношение годовой закачки воды к среднегодовому количе- ству нагнетательных скважин (n наг ) и количеству дней в году с уче- том коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (K э.н ), м 3 /сут: q скв.н = q зак / n наг Т г K э.н , (3.30) где K э.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетатель- ными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году. 17. Пластовое давление на 20-й год разработки имеет тенден- цию к снижению, если накопленная компенсация K нак менее 120 %, т.е. Р пл t ≤ Р пл н ; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150 %, то пластовое давление близко или равно начальному Р пл t = Р плн ; если накопленная компенсация более 150 %, то пласто- вое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Р пл t ≥ Р плн |