3. разработка нефтяных месторождений режимы разработки залежей нефти
 Скачать 0.62 Mb.
|
|
3.10. Стадии разработки залежей нефти При разработке нефтяного месторождения (залежи) выделяют несколько временных стадий. Перваястадия – освоение эксплуатационного объекта – харак- теризуется ростом текущей добычи нефти до максимального уров- ня, увеличением действующего фонда скважин (до 0,6–0,8 от мак- 51 симального); снижением пластового давления, незначительной об- водненностью добываемой продукции. Продолжительность стадии – до 4–5 лет. Резкий перелом кривой текущих отборов нефти в сторо- ну ее выполаживания (выравнивания) свидетельствует об оконча- нии первой стадии. Коэффициент извлечения нефти на первой ста- дии может достигать 10 %. Вторая стадия соответствует наиболее высокому текущему уровню добычи нефти, сохраняющемуся в течение некоторого вре- мени (от 1–2 до 5–7 лет, иногда более этого срока). Фонд скважин в течение второй стадии увеличивается до максимального (в основ- ном за счет резервных скважин). Обводненность продукции увели- чивается с темпом от 2–3 до 5–7 % в год. Основная часть фонтани- рующих скважин переводится на механизированную эксплуатацию. Ряд добывающих скважин переводится под нагнетание воды, начи- нается освоение системы поддержания пластового давления. Небольшая часть скважин из-за высокой обводненности начинает выводиться из эксплуатации. Коэффициент нефтеизвлечения дости- гает 10–20 %, а для залежей с длительной по времени «полкой» – до 25–35 %. Отбор жидкости из залежи увеличивается с ростом об- водненности, однако текущая добыча нефти с некоторого момента времени начинает постепенно уменьшаться. Начало третьей стадии соответствует существенному росту темпа снижения текущей добычи нефти при росте обводненности продукции скважин, достигающей к концу стадии 75–85 %. В пол- ном объеме функционирует система поддержания пластового дав- ления. Добывающий фонд скважин уменьшается из-за перевода ча- сти скважин в нагнетательный фонд и вывода добывающих сква- жин из эксплуатации по причине их высокой обводнененности или неудовлетворительного технического состояния. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Продол- жительность стадии достигает 10–15 лет и более, коэффициент нефте- извлечения увеличивается до 10–20 % при высоковязкой и 40–50 % – при маловязкой нефти. Четвертая (завершающая) стадия характеризуется медлен- ным темпом снижения текущих отборов нефти (темп отбора около 1 % в год от начальных извлекаемых запасов – НИЗ), высокой об- 52 водненностью (более 80 %) и медленным ростом ее во времени, су- щественным уменьшением фонда действующих скважин; продол- жительность стадии относительно велика и сопоставима с продол- жительностью первых трех стадий, достигая 20 и более лет; отклю- чение добывающих скважин происходит при 98–99%-ной обвод- ненности; нефтеотдача при эффективной разработке залежей дости- гает проектной или приближается к ней (обычно скорректирован- ной на заключительных стадиях по величине НИЗ и коэффициенту нефтеотдачи); в течение четвертой стадии из залежей добывают до 15–25 % извлекаемых запасов нефти. Примерные характеристики показателей разработки нефтяного месторождения на конец каждой стадии приведены табл. 3.1. Таблица 3.1 Показатели разработки нефтяного месторождения Наименование показателей Единицы измерения Стадии разработки 1 2 3 4 Годовой темп отбора нефти % 0,5 10 3 0,05 Среднегодовая обводненность % 1 5 80 98 Отбор от извлекаемых запасов % 7 15 80 100 Годовой темп отбора жидкости % 10 15 30 10 Нефтеотдача доли ед. 0,05 0,1 0,4 0,5 Годовая компенсация отбора жидкости закачкой воды % 0 15 150 50 Накопленная компенсация отбо- ра жидкости закачкой воды % 0 5 140 120 Продолжительность стадии лет 3 5–10 50 100 Приведенные при описании стадий значения показателей (тем- пы добычи нефти, коэффициенты нефтеизвлечения и др.) могут су- щественно изменяться при разработке трещиновато-кавернозных и трещиновато-пористых пластов. 53 График разработки нефтяного месторождения показан на рис. 3.8, где можно выделить окончание первой стадии – 1975 год, второй стадии – 1977 год, третьей – 1984–1985 годы и остальное время – четвертая стадия. 54 Рис. 3.8. График разработки нефтяного месторождения 55 3.11. Понятие о рациональной системе разработки залежей нефти Рациональной системой разработки называется такая система, которая обеспечивает максимальные значения уровней добычи нефти и коэффициента нефтеизвлечения при минимальных (опти- мальных) материальных, трудовых и финансовых затратах. При за- данной добыче нефти по залежи какая-либо одна система не может обеспечить минимальные народно-хозяйственные издержки на еди- ницу добычи нефти при возможно более полном использовании промышленных запасов нефти. Большое значение имеют данные исследования по взаимодействию скважин. От правильного реше- ния вопроса взаимодействии скважин зависит выбор рациональной системы разработки. Определяется такая система совокупностью многих факторов: системой размещения и плотностью сетки скважин; взаимным рас- положением нагнетательных и добывающих скважин; расстоянием между скважинами и рядами; уровнями добычи нефти и жидкости; текущим и конечным коэффициентами нефтеотдачи; темпами раз- работки; текущей и предельной обводненностью продукции; выво- дом скважин из эксплуатации и переносом фронта нагнетания воды; вводом и расположением резервных скважин; режимами работы залежи и способами эксплуатации скважин, регулированием про- цесса разработки, применением методов интенсификации и повы- шения нефтеотдачи пластов. Рациональная система разработки должна обеспечивать воз- можность длительной эксплуатации обводненных скважин с раз- личными дебитами на разных этапах обводнения и с проведением всего цикла работ с обводненными скважинами. Каждый участок залежи должен разрабатывать и извлекать запасы теми скважинами, которые на нем расположены. Перенос фронта нагнетания возмо- жен, но только после полного завершения разработки обводняю- щейся части залежи. Форсированный отбор жидкости из неодно- 56 родных пластов должен проводиться в основном скважинами того участка, на котором они расположены. К условиям, определяющим рациональную разработку зале- жей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требо- ваний охраны недр и окружающей среды, относятся: а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выбо- рочную отработку запасов; б) минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной; в) заданные давления на линии нагнетания или на устье нагне- тательных скважин; г) предусмотренные проектным документом способы эксплуа- тации скважин; д) запроектированные мероприятия по регулированию раз- работки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т.п.); е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов); ж) допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок); з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт). 3.12. Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жид- кости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффек- тивность различных геолого-технических мероприятий на скважи- нах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти. 57 По своей сущности характеристики вытеснения представляют со- бой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построен- ные по промысловым, т.е. фактическим данным. Достоинствами метода прогноза, основанного на использова- нии характеристик вытеснения, являются: ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для выбора способа прогноза; обработка фактического материала эксплуатации зале- жей; интегральный учет геолого-физических характеристик и неко- торых технологических особенностей разработки; простота приме- ненияданного метода прогноза. Извлекаемые запасы нефти опреде- ляются по характеристикам вытеснения непосредственно, т.е. без предварительного значения балансовых запасов нефти и проектного КИН, определение которых в отдельных случаях затруднено. При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные по- казатели по добыче нефти и воды должны выражаться в объемных единицах в пластовых условиях, так как характеристики вытесне- ния отображают процесс фильтрации водонефтяной смеси в пласте. Характеристиками вытеснения называются статистические зависимости междуфактическими величинами – * * н в ж , , , t t t Q Q Q в н , t t t Q W Q накопленными с начала разработки соответственно добы- чей нефти, воды, жидкости, водонефтяным фактором на ряд фикси- рованных дат t.Это так называемые интегральные показатели. Текущие – н в ж в , , , t t t t q q q f (за месяц, квартал или год) – соответ- ственно добыча нефти, воды, жидкости и обводненность продукции скважин – это дифференциальные показатели. Величины, обозна- ченные «звездочками», являются основными, все другие могут быть выведены из них, т.е. являются производными от основных. Исход- ные данные для построения характеристик вытеснения берутся из паспортов разработки объекта (или паспортов скважин, если стро- ятся скважинные характеристики вытеснения). Существует большое количество связей между характеристи- ками вытеснения. Это связано с необходимостью получения урав- 58 нений полностью или частично линейного вида для того, чтобы об- легчить процедуру их экстраполяции на перспективный период, по- скольку именно методом экстраполяции определяются прогнозные показатели разработки. Обилие связей объясняется еще и тем, что каждая из них дает различные результаты (например, при расчете остаточных извлекаемых запасов нефти), и для получения более или менее надежных прогнозных показателей их необходимо рас- считать по нескольким уравнениям, а затем принять осредненные величины.Наиболее широкое распространение получили следую- щие уравнения: Г.С. Камбаров – ж н ж Q Q f Q ; А.М. Пирвердян – н ж 1 ; Q f Q Б.Ф. Сазонов – н ж ln ; Q f Q 2 2 ж ж н ; Q f Q Q М.И. Максимов – н в ln ; Q f Q С.Н. Назаров – в в н ; Q f Q Q А.М. Говоров – н в ln ln ; Q f Q А.А. Казаков – н ж ; Q f Q Н.В. Сыпачев – ж в н ; Q f Q Q Г.П. Гусейнов – н ж 1 ; Q f Q В.М. Шафран – ж н ; Q Q f e А.В. Копытов – н 1 ; Q f t 59 А. Форест, Ф.А. Гарб, Э.Х. Циммерман – в н н ln ; q Q f q Г.Г. Мовмыга – н н ж ; q Q f q А.И. Вашуркин – н ж ж ln ln , q Q f q где t – время с начала разработки, годы, мес., сут. 3.13. Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяется. Задачами контроля и регулирова- ния разработки нефтяных месторождений являются: выполнение утвержденных технологических режимов работы скважин (депрес- сия, отбор нефти и нефтяного газа, давление на забое и устье сква- жины и др.); обеспечение равномерного продвижения контуров во- доносности; обоснование методов воздействия на пласт и приза- бойную зону скважин; бурение новых скважин; перенос фронта нагнетания агента, организация очагового и избирательного завод- нения; регулирование и изменение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, другие мероприятия с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи. За перераспределением давления в пласте наиболее просто наблюдать по картам изобар, составленным на различные даты. Пластовое давление в отдельных скважинах определяется их рас- становкой и распределением дебитов по скважинам. Для получения более полноценной карты изобар из большого числа эксплуатируе- мых скважин выбирают группу опорных скважин, в которых обяза- тельно раз в квартал проводится замер пластового давления, ре- зультаты замеров используются для составления карты. Кроме того, выделяют специальные скважины – пьезометрические. Обычно это скважины из числа разведочных, попавших в законтурную (водя- 60 ную) часть пласта или в газовую шапку, а также из числа обвод- нившихся нефтяных скважин. Среднее давление по пласту может быть определено как среднеарифметическое или средневзвешенное по площади по данным замеров отдельных скважин. Пьезометриче- ские скважины позволяют уточнить не только карту изобар, но и получить данные для суждения о некоторых свойствах пласта в за- контурной области. Контроль за изменением дебитов нефти, жидкости и содержа- нием воды в продукции является основной задачей и осуществляет- ся с самого начала развития нефтедобывающей промышленности. Важное значение имеет и наблюдение за изменением газового фак- тора, особенно при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных залежей, эксплуатируемых в условиях режима растворенного газа. Правильное заключение о состоянии разработки залежей немысли- мо без систематических исследований скважин на приток жидкости в условиях установившихся и неустановившихся отборов (метод восстановления давления). Для более точного регулирования закачки воды необходимо знать количество отбираемой и закачиваемой жидкости раздельно в каждый пласт. В добывающих скважинах количество добываемой жидкости можно установить с помощью специального прибора – глубинного дебитомера. В нагнетательных скважинах – глубинным расходомерами. Позднее составляются профили приемистости или отдачи соответственно по нагнетательным и добывающим скважи- нам. Для выяснения точного местоположения поглощающих пла- стов можно применять метод изотопов. При этом способе в скважи- ну закачивают порцию воды, в которую добавляют радиоактивный изотоп. Затем с помощью радиокаротажа определяют местоположе- ние пластов, поглотивших радиоактивные изотопы. 3.14. Регулирование разработки залежей нефти В процессе разработки нефтяного пласта условия непрерывно меняются. По мере выработки запасов нефти под воздействием наступающей воды или газа чисто нефтяная площадь сокращается. В добываемой продукции все большую часть начинает занимать 61 вода, что приводит к снижению добычи нефти. Сильно снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти при прорывах газа из газо- вой шапки в добывающие скважины. Под регулированием разработки нефтяных месторождений по- нимают целенаправленное поддержание и изменение условий экс- плуатации залежей в рамках ранее принятых технологических ре- шений с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициенты нефтеотдачи, темпы отбора нефти) и экономиче- ских показателей разработки. Для того чтобы поддержать добычу нефти, сильно обводнившиеся и загазовавшиеся скважины выклю- чают из эксплуатации и взамен их, если имеется такая возможность, вводят в эксплуатацию новые ряды скважин или уплотняют сетку существующих скважин (обычно в пределах чисто нефтяной части площади). В целях увеличения отбора жидкости, а вместе с этим и добычи нефти форсируют также дебиты скважин с одновременным увеличением объемов закачиваемой в пласт воды. Главнейшей же задачей регулирования разработки нефтяных пластов является обеспечение условий и проведение мероприятий, способствующих максимальному извлечению нефти из недр. Этого можно достигнуть, если весь объем нефтенасыщенной части пласта будет охвачен процессом вытеснения, т.е. при коэффициенте охва- та, приближающемся к 100 %, и при максимальном в данных геоло- гических и экономических условиях коэффициента вытеснения. Регулирование процесса разработки складывается из трех ос- новных элементов: 1) обоснования системы размещения скважин, обеспечивающей наиболее полный охват процессом вытеснения нефти, т.е. полноценную выработку запасов; в процессе разработки условия меняются, а в соответствии с этим должна изменяться и система размещения скважин; 2) регулирования отборов жидкости и закачки воды по скважинам, с помощью которого достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти; 3) контроля за пра- вильностью разработки. Основной задачей регулирования разработки является обеспе- чение равномерного продвижения контуров нефтеносности (парал- 62 лельно их первоначальному положению) за счет бурения новых скважин, переноса фронта нагнетания воды, организации очагового и избирательного заводнения, изменения отборов жидкости и за- качки воды в отдельные скважины или группы скважин, обработки прискважинных зон продуктивных пластов (ОЗП) и других меро- приятий с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи. |