лекц. 3 лекционный курс. Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм

• Название: Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм
• Дата: 22.11.2022
• Размер: 1.78 Mb.
• Имя файла: 3 лекционный курс.doc
• Тип: Лекция; #805455
• страница: 1 из 12

ЛЕКЦИЯ № 1

Тема:. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений

1.Введение

2.Объекты и системы РНМ

3.Классификация и характеристика систем разработки




1.Введение

2.Объекты и системы РНМ

Нефтяные и нефтегазовые месторож­дения - это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежи углеводоро­дов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распростране­ние под землей, часто - различные геолого-физические свойст­ва. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты раз­делены значительными толщами непроницаемых пород или на­ходятся только на отдельных участках месторождения.

Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют разную технологию.

Введем понятие об объекте разработки месторождения. Объ­ект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы сква­жин. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабаты­вается "своей сеткой скважин". Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки - их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторож­дения.

Основные особенности объекта разработки - наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая дан­ному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку од­ними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновре­менно-раздельной эксплуатации.

Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмот­рим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого пока­зан на рисунке 1. Это месторождение содержит три пласта, отлича­ющиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами (таблица 1). При этом подошва пласта находится на расстоянии 15 м от кровли пласта 2, а подошва пласта 2 отстоит по вертикали от кровли пласта 3 на 1000 м. В таблице (рисунок 1) приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторожде­ния. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторожде­нии целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект I ), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект II).

Рисунок 1. Разрез многопласто­вого нефтяного месторожде­ния Таблица 1

Геолого-физические свойства	Пласт (рисунок 1)
	1	2	3
Извлек. запасы нефти, млн. т Толщина, м Проницаемость, 10-3 мкм2 Вязкость нефти, 10-3 Па • с	200,0 10,0 100,0 50	50,0 5,0 150,0 60	70,0 15,0 500,0 3

Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертика­ли. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравни­тельно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловяз­кую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабо­тать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов / и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, при­дется с начала разработки применять иную технологию, напри­мер вытеснение нефти горячей водой, растворами полиакрила-мида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового го­рения.

Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существен­ное различие параметров пластов /, 2 и 3, окончательное реше­ние о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработ­ки.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие ви­ды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и

возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважина­ми, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Системой разработки нефтяного месторождения следу­ет называть совокупность взаимосвязанных инженерных реше­ний, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соот­ношение и расположение нагнетательных и добывающих сква­жин; число резервных скважин, управление разработкой место­рождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систе­му разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Важная составная часть создания такой системы - выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более по­дробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении по­требуется меньше скважин для разработки месторождения в це­лом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект мо­жет привести к существенным потерям в нефтеотдаче и в ко­нечном счете к ухудшению технико-экономических показателей.
На выделение объектов разработки влияют следующие фак­торы.

1.Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффек­тивной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, по­скольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки за­пасов нефти и изменению обводненности продукции.

Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объеди­нять такие пласты в один объект разработки может оказаться нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали плас­тах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не со­общающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват объекта воздействием по вертикали вследст­вие того, что в активную разработку включатся только высоко­проницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не под­вергнутся воздействию закачиваемым в пласт агентом (водой, газом). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно
разрабатывать с применением различной технологии извлече­ния нефти из недр, с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание пара­фина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, про­мышленное содержание других полезных ископаемых также мо­жет стать причиной невозможности совместной разработки пла­стов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Раз личные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния плас­товых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатыва­ется при естественном упруговодонапорном режиме, то объеди­нение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так

как для их разработки потребуются различные схемы располо­жения и числа скважин, а также разная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных мес­торождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуще­ствлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесня­
ющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных "контактов") вотдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раз­дельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропла­стков. Ухудшение условий управления разработкой месторожде­ния ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, при­водящие к целесообразности или нецелесообразности примене­ния отдельных вариантов выделения объектов. Например, еслииз скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы плас­тов, выделенные в один объект разработки, предполагается от­бирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин,
то дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по
технической причине.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разра­ботки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу.
3.Классификация и характеристика систем разработки

Данное в лекции 1 определение системы разработки нефтяного месторождения - общее, охватывающее весь ком­плекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторожде­ний в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

• 
  наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью из­влечения нефти из недр;
  
• 
  расположению скважин на месторождении.
  

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

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

1.Параметр плотности сетки скважин Sc, 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

Sc = S/n. (I)

Размерность [Sc] = м²/скв. В ряде случаев используют пара­метр S_СД, равный площади нефтеносности, приходящейся на од­ну добывающую скважину.

2. Параметр А.П. Крылова N_Kp, равный отношению извлекае­мых запасов нефти N к общему числу скважин на месторожде­нии:

N_KP = N/n. (2)

Размерность параметра [N_Kp] = тонн/скв.

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д :

ω = nн/nд. (3)

Параметр ω безразмерный.

4. Параметр ωр, 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 nр, то

ωр = nр/n. (4)

Параметр ωр безразмерный.

Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния

между рядами скважин, между скважинами в рядах и т.д. Об этих параметрах будет сказано ниже.



Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение во-донефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное рас­положение скважин по четырех- (рис. 2, а) или трехточечной (рис. 2, б) сетке. В тех же случаях, когда предполагается опре­деленное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3).

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10^-3 Па • с) он может со­ставлять

1-2 • 10⁴ м²/скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при Sc = 10 ÷ 20 • 10⁴ м²/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разраба­тываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов

Sc = 25 ÷ 64 • 10⁴ м²/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70-100 • 104 м²/скв. и более.

Параметр N_Кр также изменяется в довольно широких преде­лах. В некоторых случаях он может быть равен одному или не­скольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномер­ной сетки скважин средние расстояния между скважинами (см. рис. 2) вычисляют по следующей формуле:

I = S_C^1/2, (5)

где / - в м, a Sc - в м²/скв.

Формулу (5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

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

Системы разработки нефтяных месторождений без воздейст­вия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, разработ­ка которых началась задолго до широкого развития методов за­воднения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, мес­торождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. В США разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществлять­ся в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещинными коллекторами при высоком напоре за­контурных вод.

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 4 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных сква­жин при разработке нефтяного месторожде­ния с применением за­контурного заводнения. Здесь два ряда добыва­ющих скважин пробу­рены вдоль внутренне­го контура нефтеносно­сти. Кроме того, имеет­ся один центральный ряд добывающих сква­жин.

Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать допол­нительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин /₀₁, пер­вым и вторым рядом добывающих скважин /₁₂ и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2 σс.

Рис. 4. Расположение сква­жин при законтурном заводне­нии:

1 - нагнетательные скважи­ны; 2 - добывающие скважи­ны; 3 - нефтяной пласт; 4 -внешний контур нефтеносно­сти; 5 — внутренний контур нефтеносности

Нагнетатель­ные скважины расположены за внешним контуром нефтеноснос­ти. Размещение трех рядов добывающих скважин (см. рис. 4) характерно для сравнительно небольших по ширине месторож­дений. Так, при расстояниях между рядами, а также между бли­жайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром неф­теносности, равных 500-600 м, ширина месторождения b состав­ляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его неф­теносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторожде­ний, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подверга­ется воздействию законтурным заводнением, пластовое давле­ние здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме рас­творенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки - при газонапорном. Естест­венно, законтурное заводнение в данном случае окажется мало­эффективным воздействием на пласт.

с воздействием на пласт колеблется примерно в пре­делах 0,1-0,3

ЛЕКЦИЯ № 2