РНГМ. РНГМ Э27-2Лекция 2 часть. Лекция 1 Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений Понятие системы и объекта разработки
 Скачать 478.04 Kb.
|
|
При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 84, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.  Карта изобар (рис. 85) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям). Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды). Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.  где pi — среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; fi — площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F -площадь залежи; n — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления. По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров) По газовым залежам как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему. Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес. Контроль за температурой. 1.1 Метод термометрии Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при исследовании эксплуатационных характеристик пласта. Термометрия применяется для: выделения работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявления заколонных перетоков снизу и сверху; выявления внутриколонных перетоков между пластами; определения мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определения нефте-газо-водопритоков; выявления обводненных пластов; определения динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве; контроля работы и местоположения глубинного насоса; определения местоположения мандрелей и низа НКТ; оценки расхода жидкости в скважине, оценки Рпл и Рнас ; определение Тпл и Тзаб; контроля за перфорацией колонны; контроля за гидроразрывом пласта. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов притока (приемистости), определения отдающих (поглощающих) пластов и установления интервалов обводнения. В неперфорированных пластах термометрия служит для прослеживания местоположения температурного фронта закачиваемых вод. К достоинствам термометрии скважин относятся: возможность исследования объектов, перекрытых лифтовыми трубами; возможность получения информации о работе пласта, недоступного для исследования в действующей скважине (например, в скважинах, эксплуатирующихся с помощью электропогружных центробежных насосов, при высоких устьевых давлениях и т.п.), по измерениям, выполненным в остановленной скважине, после ее глушения и извлечения технологического оборудования; выявление слабо работающих перфорированных пластов, когда другие промысловые методы не эффективны; выявление интервалов обводнения независимо от минерализации воды, обводняющей пласт; возможность более точной отбивки подошвы нижнего отдающего (поглощающего) интервала в действующей скважине по сравнению с методами, исследующими состав и дебит смеси. Круг потенциально решаемых задач и объемы исследований для термометрии наибольшие. Это позволяет считать термометрию одним из основных методов в комплексе геофизических методов, что обусловлено его высокой информативностью. Высокая информативность, в свою очередь, связана с высокой чувствительностью термометров к различного рода изменениям состояния скважины и пласта. В этом достоинство и недостаток метода. Поэтому для обеспечения эффективной интерпретации результатов исследования необходимо глубокое знание физических и методических основ. Лекция №5 Регулирование процесса разработки Основные цели регулирования разработки Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей понимают целенаправленное поддержание и изменение её условий в рамках принимаемых технологических решений для достижения возможно высоких технологических и экономических показателей. Методы регулирования − это виды технологического воздействия на месторождение и его объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на улучшение процесса разработки месторождения и его технико-экономических показателей. Воздействие на залежь выражается в усилении или ослаблении фильтрационных потоков, изменении их направления, вследствие чего и происходит увеличение добычи нефти, уменьшение отборов попутной воды и увеличение коэффициента нефтеотдачи. К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся: - изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов и т. д.); - изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и т. д.); - увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация или перенос её интервалов, различные методы воздействия на призабойную зону скважин, гидроразрыв пласта и др.); - изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т. д.); - выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.); - одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях; - совершенствование применяемой системы заводнения (преобразование одной системы заводнения в другую, очаговое заводнение, перенос фронта нагнетания и др.); - бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин, возврат скважин с других горизонтов; - увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); - воздействие на призабойную зону скважин с целью интенсификации притока ( гидропескоструйная перфорация, кислотные обработки и т. д.); - применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка серной кислоты, ПАВ и др.). Принципы регулирования разработки Разным геолого-физическим условиям отвечают свои принципы регулирования. На нефтяных месторождениях в однопластовых объектах, характеризующихся однородным строением по площади и малой вязкостью нефти, разработка которых ведется на природном водонапорном режиме с законтурным или приконтурным заводнением или с разрезанием на широкие полосы (до 4 км), может быть принят принцип равномерного перемещения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды к центральному стягивающему ряду (рис. 1). Реализация этого принципа в указанных геологических условиях возможна, поскольку нагнетательные скважины характеризуются примерно одинаковой приемистостью, а добывающие скважины - близкими дебитами. Равномерное перемещение контуров нефтеносности обеспечивает минимальные потери нефти в пласте на линиях стягивания контуров. Эти потери в других геологических условиях, когда невозможно обеспечить равномерное перемещение контуров, могут быть значительными. В однопластовом объекте маловязкой нефти с закономерной зональной микронеоднородностью пласта, разрабатываемом с теми же методами воздействия, принцип равномерного стягивания контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды не может быть реализован. Это обусловлено резким различием приемистости нагнетательных скважин и дебитов добывающих скважин, расположенных в зонах высокой и низкой проницаемости пласта. Выравнивание дебитов и приемистости во всех скважинах - задача нереальная, так как повысить дебиты и приемистость скважин, расположенных в малопродуктивных зонах, до их уровня в высокопродуктивных зонах технически невозможно, а ограничение их в скважинах высокопродуктивных зон приведет к общему снижению добычи по залежи и удлинит сроки разработки. Поэтому в указанных геологических условиях может быть целесообразным принцип ускоренной выработки более продуктивных зон залежи. Ускоренное продвижение контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении) или фронта закачиваемой воды (при внутриконтурном заводнении) обеспечивает опережающую выработку и заполнение более продуктивных зон пласта, т.е. "естественное" разрезание залежи контурной или закачиваемой водой на отдельные блоки с низкой проницаемостью (рис. 2). При реализации этого принципа "естественное" разрезание форсируется путем увеличения приемистости нагнетательных скважин и отбора жидкости из добывающих скважин, расположенных в высокопродуктивных зонах. В последующем в заводненных зонах часть выполнивших свое назначение добывающих скважин переводится под нагнетание воды для повышения темпов выработки запасов из малопродуктивных зон залежи путем усиления воздействия на них. Многопластовые объекты обычно разрабатываются с внутриконтурным заводнением. Наилучшим принципом регулирования разработки таких объектов является принцип равно-скоростной выработки всех пластов по разрезу при равномерном продвижении по ним контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды. Реализация этого принципа возможна лишь в том случае, если пласты объекта разработки имеют одинаковую продуктивность и относительно однородны по площади. Но такие условия в природе встречаются крайне редко. В большинстве случаев многопластовые объекты характеризуются существенной изменчивостью физических свойств в пределах всех или части пластов и различием в средних значениях свойств пластов. Основные методы регулирования: обеспечение, возможно более высокой, в пределах экономической целесообразности, нефтеотдачи; получение наиболее высоких темпов выработки запасов нефти; наиболее экономичное осуществление процесса. Практически регулирование начинают после разбуривания залежей или их участков (площадей) добывающими или нагнетательными скважинами, обустройства промысла оборудованием для сбора нефти и закачки воды и начала добычи нефти в соответствии с проектом (схемой) разработки залежи и продолжают в течение всего периода эксплуатации. Мероприятия по регулированию обосновываются при анализе разработки месторождения в зависимости от конкретных его условий, системы разработки, характера-процесса эксплуатации и технических средств, с помощью которых они осуществляются. При выборе методов регулирования необходимо учитывать технологические, технические и технико-экономические факторы, ограничивающие процесс разработки залежи. К технологическим относятся: 1) сетка скважин; 2) система заводнения; 3) предельные давление и дебит скважин. К техническим относятся: 1) максимальные объемы закачиваемого агента и давления; 2) максимальная производительность лифта и подача насосов; 3) максимальная производительность системы сбора и транспорта 4)нефти и газа, подготовки нефти, очистки, утилизации и стока попутных вод. К технико-экономическим относятся: 1) годовой (месячный) план добычи нефти; 2) себестоимость добычи 1 т нефти и капитальные вложения. Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления возможно как в фонтанных, так и в механизированных скважинах, при переводе скважин с фонтанного на механизированный способ эксплуатации и при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Метод наиболее эффективен на начальных стадиях разработки. В этом случае основное внимание следует обращать на суммарную добычу по участку, на котором возможна интерференция скважин. Под форсированным отбором понимают интенсивный отбор жидкости на стадии значительного обводнения продукции. Форсирование позволяет увеличить или стабилизировать текущую добычу нефти и, возможно, увеличить коэффициент нефтеотдачи в неоднородном пласте при создании депрессии между участками пласта с различной проницаемостью. Форсированный отбор может производиться не только на отдельных скважинах, но и на всей залежи с охватом почти всех обводненных скважин. Исследованиями В. Н. Щелкачева и других авторов определены основные условия, при которых форсирование целесообразно и эффективно: залежи с активными водонапорными системами; скважины с хорошей продуктивностью и высокими забойными давлениями, расположенные не на периферии; поздняя стадия эксплуатации с обводнением продуктивного пласта практически по всему простиранию и по большей части толщины; скважины без нарушения колонны и цементного кольца и не склонные к пробкообразованию. Отключение высокообводненных скважин − прекращение отбора скважинами в связи с предельной обводненностью продукции, когда дальнейшая эксплуатация их технологически и технико-экономически нерентабельна. Рациональная степень обводнения скважин и время их отключения должны быть предусмотрены в проектных документах. В зависимости от текущих задач, стоящих перед разработкой каждой залежи, отключение обводненных скважин определяется исходя из различных критериев оптимальности. Многочисленными исследованиями установлено, что рациональная (оптимальная) обводненность продукции при отключении скважин находится в пределах 80 − 95 % и тем выше, чем больше соотношение вязкостей нефти иводы. Применение повышенных давлений нагнетания увеличивает охват заводнением по толщине продуктивного пласта за счет подключения к активной разработке прослоев, не принимавших воды при обычных давлениях нагнетания. Обобщение результатов промысловых исследований и опыта разработки отечественных и зарубежных месторождений позволило сделать выводы о том, что регулировать процесс заводнения при повышенных давлениях нагнетания эффективно при условиях: - вода нагнетается в пласт под оптимальным давлением, при котором достигается максимальный его охват вытеснением; - в зоне отбора поддерживается пластовое давление ниже минимального давления раскрытия трещин. Ограничение количества закачиваемого агента проводится в случаях значительного превышения его накопленного объема над отбираемым, нерационально высокого пластового давления; необходимости снижения количества отбираемой воды. Систематическое перераспределение закачиваемого объема воды оказывает такое же действие на залежь, как и циклическая закачка, сопровождается переменой направления фильтрационных потоков. Метод эффективен на завершающей стадии разработки, когда он увеличивает нефтеотдачу. Бурение дополнительных скважин. При регулировании процесса разработки дополнительные скважины обычно бурят с целью увеличения нефтеотдачи или поддержания текущего уровня добычи нефти путем вовлечения в разработку линз, полулинз, тупиковых зон прерывистого пласта, застойных зон и на стягивающих линиях в непрерывных монолитных пластах. Важна экономическая сторона вопроса. Эффективность их бурения выражается вдополнительной добыче нефти, а целесообразность бурения определяется запасами нефти, содержащимися в линзах, полу линзах, тупиковых и застойных зонах. Возврат скважин с других продуктивных горизонтов рекомендуется как метод регулирования на многопластовых месторождениях, что позволяет подключить к эксплуатации ранее не вырабатываемые пласты без бурения на них самостоятельных скважин. Возврат скважин на верхние объекты используют как при их совместной эксплуатации, так и при наличии на каждый объект самостоятельной сетки скважин. Скважины, возвращенные на верхний объект, выполняют функции дополнительных. Перенос фронта нагнетания − метод регулирования, позволяющий приблизить объекты системы воздействия к зоне отбора. Этот метод используется главным образом в прерывистых пластах с высокой изменчивостью проницаемости на участках, где отсутствует активное дренирование при условии обводнения всех пластов в разрезе скважины до 90 − 99% . В зонально-неоднородных пластах перенос фронта нагнетания нецелесообразен в связи с неравномерностью заводнения различных участков залежи и возможностью потерь нефти за фронтом закачки. Очаговое заводнение применяется на слабо выработанных участках залежи, когда обнаруживается, что реализованная запроектированная система воздействия не обеспечивает на них высоких темпов отбора нефти, то есть с целью повышения темпов разработки и для повышения нефтеотдачи. Это заводнение связано с определенным изменением существующей системы воздействия и может рассматриваться как промежуточный этап при переходе к более интенсивным системам нагнетания. Внедрение очагового заводнения требует капитальных затрат на бурение и обустройство скважин, на прокладку водоводов, расширение насосных станций и поэтому необходимость его организации должна обосновываться в проектных документов или при анализе разработки. Эффективность очагового заводнения может выражаться как в дополнительной добыче нефти и повышении технико-экономических показателей, так и в улучшении условий эксплуатации добывающих скважин − увеличении текущего пластового давления, в результате чего улучшаются условия фонтанирования скважин; возможности эксплуатации механизированных скважин при более высоких забойных давлениях и меньших газовых факторах; повышении статических уровней в добывающих скважинах и т. д. Общая эффективность от применения очагового заводнения становится заметной, когда количество нагнетаемой воды превышает 10 − 20 % и более от общего закачиваемого объема. Ограничение притока попутной воды − один из широко применяемых методов регулирования. В добывающих скважинах наиболее распространены различные методы изоляции обводненных частей пласта, в нагнетательных − метод выравнивания профилей приемистости. В обоих случаях основная цель регулирования заключается в уменьшении или поддержании добычи водына уровне, предусмотренном проектом, или наиболее полном использовании воды как агента,вытесняющего нефть. Ремонтные работы по изоляции вод подразделяются на технические и технологические. К последним относят изоляцию подошвенных и закачиваемых вод. Эти виды работ регулируют. Поскольку регулирование посредством изоляционных работ есть воздействие на процесс разработки путем отключения в скважине вскрытой толщи пласта, возможности этого метода ограничены в однородных изотропных пластах или в пластах со слабовыраженной анизотропией и несколько возрастают в пластах слоисто-неоднородных, резко анизотропных. Проведение изоляционных работ для отключения обводненного пласта (пропластка) − мероприятие, которое может быть приравнено к регулированию с отключением пласта в многопластовом объекте. Это мероприятие, проведенное на поздней стадии разработки на залежах с пластами, резко различающимися по проницаемости и запасам нефти, ведет к повышению текущей добычи нефти, текущей нефтеотдачи, сокращению срока разработки при сокращении объемов отбираемой воды. Регулирование с помощью выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах преследует цель − перераспределение объемов закачки воды по интервалам толщины пласта и направлено на увеличение приемистости низкопроницаемых пропластков за счет сокращения ее по высокопроницаемым, что позволяет существенно повысить безводную нефтеотдачу, улучшить технико-экономическую эффективность процесса извлечения нефти из объектов с проницаемостной неоднородностью. Для выравнивания профиля приемистости используют добавки к нагнетаемой воде различных агентов, изменяющих ее качества и вытесняющие свойства. Это могут быть добавки различных полимерных соединений, закачка суспензий (например, с гашеной известью) на нефтяной или водяной основе, различных поверхностно-активных веществ (ПАВ). Добавка полиакриламида (0,01 − 0,1 %) приводит к повышению вязкости закачиваемой воды в 1,5 − 10 раз, закачка суспензий гашеной извести дает эффект в повышении коэффициента охвата и снижении обводненности ближайших добывающих скважин продолжительностью 3 − 5 мес, использование пен и ПАВ в опытно-промышленных работах также подтверждает их эффективность. Оценка технологической и экономической эффективности методов регулирования процесса разработки − обязательное условие их применения. Она проводится спустя некоторое время после внедрения метода регулирования по результатам анализа фактических данных о ходе разработки залежи и сопоставлении технико-экономических показателей с показателями и данными исследований до внедрения метода. Во многих случаях эффективность мероприятий по регулированию процесса выражается в дополнительной добыче нефти по отдельным скважинам, которая подсчитывается как разница в добыче нефти за определенные промежутки времени после проведения мероприятий по регулированию и до их проведения В чистом виде количественное выражение технико-экономической эффективности можно получить, как правило, при теоретических исследованиях. Затруднения в решении этого вопроса вызваны тем, что нет фактических данных о том, как проходил бы процесс разработки без применения метода, и тем, что чаще всего получаемый эффект является результатом одновременного осуществления многих методов регулирования и организационно-технических мероприятий. Так как применение на залежи метода регулирования проектируется, то в гидродинамических расчетах, проводимых при анализе разработки, или в специальном обосновании применения метода регулирования предусматривается вариант разработки без использования регулирования, который необходим для сопоставления с расчетным вариантом при регулировании процесса, а затем с фактическими данными по залежи. Экономическое обоснование методов регулирования − неотъемлемая часть работ по установлению необходимости регулирования и выбору её методов. Оно заключается в определении материальных и трудовых затрат для проведения регулирования с целью сопоставления их с показателями затрат на разработку без регулирования и определения экономической эффективности метода, а также для выбора наиболее экономичного метода. Особенно внимательно следует оценивать методы, требующие значительных материальных затрат и связанные с дополнительным бурением, проведением работ по восстановлению или увеличению производительности скважин. С изменением планового задания ( требованием увеличением добычи нефти), данных о строении эксплуатационного объекта и запасах нефти, при несовершенстве проектных решений осуществляемая система разработки не сможет удовлетворять новым требованиям и применение методов регулирования не даст должного эффекта. В этом случае создают новую систему разработки (сетки скважин и системы воздействия).  |