Разработка месторождений. РНГМ. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 0.97 Mb.
|
|
2. Упруговодонапорный режим залежей. При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы, поэтому упругий режим надо рассматривать не как самостоятельный, а как сопутствующую фазу водонапорного режима. При данной фазе основными источниками энергии являются расширение вод, заключенных в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются коэффициентами сжимаемости соответственно жидкости и пласта. В связи с этим при изучении гидродинамических систем, к которым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать их упругоемкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залежей за счет сил упругости при снижении давления от Р0 до Р. Наиболее эффективно упруговодонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания и в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруговодонапорном режиме в отличие от чисто водонапорного при одном и том же установившемся темпе отбора жидкости из залежи наблюдается непрерывное падение динамического давления. При этом режиме пластовое давления тесно связано с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи. 3. Газонапорный режим залежей. По мере отбора нефти из нефтяной залежи пластовое давление постепенно снижается, а расширяющийся газ из «газовой шапки» вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. До подхода газа из «газовой шапки» к забоям эксплуатационных скважин газовые факторы резко возрастают и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при наличии «газовой шапки» нефтяную залежь окаймляют напорные контурные воды, то в период эксплуатации преобладает газ как источник энергии. Но при непрерывном снижении пластового давления в «газовой шапке» наступает момент, когда начинается процесс перемещения нефти под влиянием напора контурных вод в «газовую шапку». Этого нельзя допускать, так как много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков «газовой шапки». 4. Режим залежей растворенного газа. При данном режиме основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатационных скважин, являются расширение пузырьков газа при его выделении из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются и газовые факторы также не остаются постоянными, возрастая в первый период и затем резко снижаясь. При меньшем пластовом давлении в нефтяной залежи появляется свободный газ, который значительно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к снижению эффективности режима растворенного газа. Контурные воды при данном режиме не внедряются в нефтяную залежь, а если перемещение все же происходит, то обычно оно незначительно. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. У этих пластов значительная фациальная изменчивость. Некоторые пласты характеризуются постоянной мощностью, вполне удовлетворительной и даже хорошей проницаемостью и высокой пористостью, и только за пределами нефтяных залежей физические свойства коллекторов резко ухудшаются и иногда они переходят в сильно глинистые песчаники. Данный переход возможен в залежах с водонапорным режимом и режимом «газовой шапки» при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. При этом режиме в связи с более низким, чем при водонапорном режиме, и режиме «газовой шапки», коэффициентом нефтеотдачи переход этот допускать нежелательно. В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водообмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но наиболее распространены режимы растворенного газа и газонапорные. Если в зонах отсутствия водообмена пласты хорошо проницаемы, прослеживаются на значительной площади и имеют области питания, то в нефтяных залежах, приуроченных к ним, создаются условия, благоприятные для упруговодонапорного режима. Там, где продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она удалена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, пластовые давления в процессе разработки залежей могут быстро снижаться и упруговодонапорный режим в режим перейдёт в режим растворенного газа. 5. Гравитационный режим залежей. Гравитационный режим — такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Как правило, газ в нефтяной залежи отсутствует. Данный режим принято подразделять: - на напорно-гравитационный, проявляющийся в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон; при этом продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчается за счет действия силы тяжести. Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гипсометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный; - на гравитационный режим со свободным зеркалом нефти, который наблюдается в пологозалегающих пластах с плохими коллекторскими свойствами. Уровни нефти в скважинах находятся, как правило, ниже кровли залежи. Дебиты скважин обычно низкие, так как нефть к забоям скважин притекает с ограниченной площади из зоны, прилегающей к данной скважине, вследствие чего образуется свободная поверхность нефти. Можно сказать, что на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния. Изложенное позволяет сделать вывод о том, что детальное гидрогеологическое изучение стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных залежей, которые подлежат разведке. Правильные прогнозы о режимах нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бурения, возможны только после детальных региональных гидрогеологических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Законтурное заводнение. При проектировании системы законтурного заводнения нагнетательные скважины располагают вдоль контура нефтеносности на расстоянии не менее половины расстояния между нагнетательными скважинами. Значительное увеличение расстояния нагнетательных скважин от контура нефтеносности приводит к росту гидравлических сопротивлений при движении жидкости на большие расстояния и снижению их приемистости. При малых расстояниях наблюдается сильная деформация контура нефтеносности из-за образования языков прорывающейся воды. Законтурное заводнение хорошо работает в высокопроницаемых, однородных пластах, содержащих маловязкие нефти, когда воздействие нагнетательных скважин распространяется на большие расстояния. В полого залегающих пластах, где водонефтяные зоны растягиваются на многие километры, применяют приконтурное заводнение, располагая нагнетательные скважины не за контуром нефтеносности, а внутри него. При осуществлении законтурного заводнения необходимо учитывать, что эта система в большинстве случаев применяется на залежах нефти, обладающих естественным напором пластовых вод, но характеризующихся упруговодонапорным режимом. Эти залежи обладают некоторой энергией пластовых вод, но недостаточной для получения запланированного уровня добычи нефти, что вызывает необходимость применения искусственного заводнения. В связи с этим при применении законтурного заводнения возможны три случая баланса отбора жидкости из пласта и закачки воды. Из пласта отбирается жидкости больше, чем нагнетается. В этом случае разработку осуществляют с частичным использованием напора краевых вод. К добывающим скважинам поступает как пластовая, так и нагнетаемая извне вода. При равенстве объемов отбора и закачки к добывающим скважинам поступает только нагнетаемая вода. При превышении объема закачки над объемом добычи часть нагнетаемой воды движется в сторону водонасыщенной части пласта и расходуется непроизводительно. В связи с этим необходимо четко сознавать, что в реальных неоднородных коллекторах, когда отдельные пропластки различной проницаемости вырабатываются неравномерно, следует точно знать объем отбора из каждого пропластка и компенсировать его путем нагнетания воды именно в те пласты, которые вырабатываются. Внутриконтурное заводнение. Внутриконтурное заводнение предполагает расположение нагнетательных скважин среди добывающих. Причем эти системы позволяют расчленить месторождение на отдельные блоки, которые могут разрабатываться различными сетками скважин, в зависимости от геологического строения. Такой подход применяется при разработке крупных месторождений, что позволяет эффективно использовать энергию нагнетаемой воды и сократить общие сроки разработки месторождения. Большим преимуществом описываемой системы разработки является возможность начинать разработку с любой площади и вводить в эксплуатацию в первую очередь наиболее богатые по запасам и обладающие большей продуктивностью участки залежи. Блоковая система. Нагнетательные скважины располагаются параллельными прямолинейными рядами, как правило в крест продольной оси структуры. Добывающие скважины бурят рядами между нагнетательными. Залежь может разрабатываться по блокам независимо друг от друга. Такие системы подразделяются по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные. При однорядной системе, когда ряды нагнетательных скважин и добывающих скважин чередуются, отношение числа добывающих к числу нагнетательных скважин 1:1. Схеме трехрядной системы отвечает элемент, представляющий прямоугольник с длиной стороны, равной половине расстояния между нагнетательными рядами. Элемент содержит половину одной нагнетательной скважины и 1,5 добывающей. Отношение общего числа добывающих скважин к числу нагнетательных 1:3. При пятирядной системе отношение общего числа добывающих скважин к числу нагнетательных 1:5. Площадное заводнение. При проектировании систем площадного заводнения нагнетательные и эксплуатационные скважины располагают на площади равномерно и на одинаковых расстояниях друг от друга. Причем, они всегда чередуются. Существует несколько различных систем площадного заводнения. 1. Линейная система размещения скважин, при которой ряды добывающих скважин чередуются с рядами эксплуатационных. При этой системе обязательным условием является чередование нагнетательных и эксплуатационных скважин в шахматном порядке, но расстояния между скважинами в рядах могут отличаться от расстояний между рядами. Соотношение количества эксплуатационных и нагнетательных скважин 1:1. 2. Пятиточечная система, при которой скважины с одинаковым назначением размещают в вершинах квадратов. Система похожа на линейную с той лишь разницей, что расстояния между рядами равны расстояниям между скважинами. Соотношение количества эксплуатационных и нагнетательных скважин 1:1. Семиточечная система, при которой нагнетательные скважины размещают в углах правильных шестиугольников, а эксплуатационные в центре. Соотношение количества эксплуатационных и нагнетательных скважин 2:1, а в обращенном семиточечном элементе (нагнетательная скважина в центре) 1:2. Девятиточечная система, при которой нагнетательные скважины располагают в вершинах квадратов (как в пятиточечной) и на половине расстояния между угловыми скважинами. Соотношение количества эксплуатационных и нагнетательных скважин 3:1, а в обращенной системе 1:3. Четырехточечная система (обращенная семиточечная) является разновидностью семиточечной системы. Соотношение количества эксплуатационных и нагнетательных скважин 1:2. Интенсивность заводнения определяется соотношением нагнетательных и добывающих скважин. Наиболее интенсивная девятиточечная система, если в центре расположена добывающая скважина, а обращенная девятиточечная система, когда в центре расположена нагнетательная скважина наименее интенсивна. Важное преимущество площадных систем перед рядными заключается в рассредоточенности воздействия на пласт. Это имеет существенное значение при разработке сильно неоднородных по площади пластов. Основной недостаток систем площадного заводнения - назначение скважин и их расположение на площади определяют на стадии проектирования, когда особенности строения пласта не выявлены. В результате часть проектного фонда нагнетательных скважин не реализуется, так как приемистость их низкая. Очаговое заводнение. При проектировании очагового заводнения нагнетательные скважины располагают на отдельных участках, например, в местах развития линз. В больших по площади пластах очаговое заводнение применять нельзя, т.к. оно не позволяет увеличить охват залежи процессом заводнения и вместе с тем формирует многочисленные разрозненные, не поддающиеся управлению, очаги распространения нагнетаемой воды. Объект разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки. Системы разработки многопластовых залежей. Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные скопления углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны. Большее число пластов в одном объекте обусловливает экономию металла, труб и других материалов. Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет с технологической точки зрения процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и приводит в ряде случаев к резкому снижению нефтеотдачи в целом. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект. На объединение в объект разработки влияют следующие факторы: Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты примерно с одинаковыми средними параметрами, характеризующими их свойства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут различаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, что неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с разными свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем размещения скважин и их числа. Компонентный состав нефти может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод, так как смешение вод различного состава может вызывать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Объединение пластов с различным режимом работы нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа. Техника и технология эксплуатации скважин. Объединение в один объект разработки нескольких пластов может привести к тому, что существующие средства и технология эксплуатации скважин не обеспечат подъем всей жидкости по скважине. При вводе в разработку многопластового месторождения необходимо решить задачу - в каком порядке следует вовлекать в эксплуатацию разведанные залежи продуктивных пластов. С этой целью изучают все продуктивные пласты, оценивают содержащиеся в них запасы нефти и газа, дебиты, фильтрационные характеристики, физико-химические и товарные свойства нефти и газа. Комплексная геолого-промысловая оценка всех залежей позволяет выбрать соответствующий порядок ввода их в разработку. Существуют три варианта систем разработки многопластовых месторождений: 1. Сверху вниз - при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки «сверху вниз» допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе «снизу вверх». 2. Снизу вверх - при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после разработки нижележащего, причем тот пласт, с которого начинают разработку, носит название базисного, или опорного горизонта (пласта). Базисный горизонт выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого разбуривания 3. комбинированная - система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления. Основные проектные документы по разработке нефтяных месторождений и их содержание. Последовательность проектирования разработки нефтяного месторождения. Основной принцип разработки нефтяных месторождений заключается в том, чтобы при заданном объеме материальных и трудовых ресурсов была получена максимальная добыча нефти при возможно более полном извлечении ее из недр. Плановая добыча нефти должна быть получена при наименьших затратах. В процессе проектирования разработки нефтяного месторождения рассматривается множество вариантов, отличающихся технологией извлечения нефти из недр и системами разработки. Из всех вариантов выбирают оптимальный. В России принята следующая номенклатура проектных документов: - принципиальная схема разработки; - технологическая схема разработки; - проект разработки; - уточненный проект разработки; - технологическая схема или проект опытно-промышленной разработки. В принципиальной и технологической схемах, составляемых для месторождений, содержащих несколько объектов или самостоятельных площадей разработки, отражают объекты и системы разработки, технологию извлечения нефти из недр, максимальный уровень добычи нефти и сроки ввода месторождения. По результатам гидродинамических и экономических расчетов устанавливают основные технико-экономические показатели по вариантам разработки, оценивают текущую нефтеотдачу и обводненность продукции скважин, общие и удельные капитальные вложения, себестоимость, приведенные затраты и другие показатели. В проекте разработки, составляемом вслед за технологической схемой, с учетом накопленного опыта уточняют исходные данные для расчета показателей, окончательно решают вопрос о технологии и системе разработки выделенных объектов, способах эксплуатации скважин на различных этапах, о сборе, подготовке и транспорте продукции. Кроме того, определяют мероприятия по охране недр и окружающей среды. Проект разработки – окончательный документ, на основе которого составляют проект обустройства месторождения и проводят все работы по обеспечению добычи нефти на месторождении. Технологическая схема или проект опытно-промышленных работ по испытанию новой технологии извлечения нефти содержит дополнительно результаты лабораторных и теоретических исследований, а также результаты гидродинамических расчетов показателей разработки. Технико-экономический анализ полученных результатов характеризует эффективность предлагаемой технологии по сравнению с традиционными методами разработки. Уточненный проект разработки составляют по необходимости в случае существенного отличия фактических и проектных показателей разработки. В этом документе большое внимание уделяют анализу причин расхождения проектных и фактических показателей, уточняют исходные данные и приводят технико-экономические расчеты. Содержание проектных документов определяется соответствующим руководящим документом (РД). В каждом проекте или технологической схеме обосновывают работы по проектированию и общие географические и геологические сведения о месторождении, приводят геолого-физическую характеристику месторождения (на основе результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторного изучения керна и проб пластовых жидкостей и газов). Эти данные используют для подсчета запасов, построения геологической модели месторождения и моделирования процесса извлечения нефти из недр. Любое месторождение имеет этапы и стадии разработки. И все они осуществляются на основании проектных документов. Основные этапы: 1 этап - поисково-оценочный, целью поисково-оценочных работ является обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценка их запасов по сумме категорий С1 и С2. На этом этапе составляется и реализуется «Проект поискового бурения», который составляется на площадь с выявленной ловушкой и перспективными ресурсами категории С3. Намечается проведение грави-, электро-, магниторазведки, сейсмики, бурение одной или нескольких поисковых скважин, отбор керна, флюидов, испытания с целью обнаружения залежей нефти и/или газа и открытия месторождения. 2 этап - разведка месторождения. Месторождение открыто, если на площади в скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. На этом заканчивается этап поиска. После открытия месторождения составляется «Проект разведочного бурения», с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения. Может составляется еще «Проект доразведки». Этап разведки закончен, когда на Госбаланс РФ поставлены запасы категорий С1 (разведанные) и С2 (предварительно оцененные). Но доразведка месторождения продолжается, пока на месторождении имеются запасы категории С2. 3 этап - подготовка к промышленной эксплуатации. - Проект (план) пробной эксплуатации разведочной (ых)скважин; - Проект пробной эксплуатации (до 3 лет); - Тех. схема опытно-промышленной разработки (высоковязкие нефти, сложное строение и т.д. сроком до 5-7лет). Основные условия для составления ППЭ – это наличие на Госбалансе РФ запасов нефти и/или газа категории С1 и С2. В данных документах решаются задачи: - выбор первоочередного участка; - сетка скважин, система воздействия; -количество первоочередных скважин; - программа НИР и доразведки; - оценка добычи на полное развитие. 4 этап - промышленная эксплуатация. - Тех. схема разработки (на период разбуривания месторождения). В данном документе решаются задачи: - выделение объектов; - расстановка фонда скважин на полное развитие. Основное условие для составления тех. схемы – это выполнение пересчета запасов и ТЭО КИН с представлением в ГКЗ РФ. (После утверждения тех. схемы составляется «проект обустройства», в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышленных нефте-газо-конденсатопроводов и их технические характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства ведется строительство объектов сбора, транспорта, инфраструктуры и др.) - Дополнение к тех. схеме; - Проект разработки (после разбуривания фонда скважин на 70 %); - Дополнение к проекту разработки;9 - Проект до разработки (уточненный проект разработки) (отобрано ≥ 80 % НИЗ); - Авторский надзор за реализацией проектного документа - отменен. Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений. В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяются. Наиболее просто наблюдать за перераспределением давления в пласте во времени по картам изобар. Для этого выбирают группу опорных скважин, в которых регулярно раз в квартал проводится замер пластового давления. Кроме того, для непрерывной регистрации изменения пластового давления выделяют специальные пьезометрические скважины. Это, как правило, разведочные скважины, пробуренные за контуром нефтеносности или в газовой шапке. В качестве пьезометрических используют и обводнившиеся нефтяные скважины. Законтурные пьезометрические скважины, за изменением давления, в которых наблюдают по более точным замерам положения уровня жидкости, позволяют установить достоверное изменение пластового давления. Пьезометрические скважины позволяют не только уточнить карту изобар, но и получить данные о некоторых свойствах пласта в законтурной области. На нефтегазовых залежах наряду с контролем давления в эксплуатационных и пьезометрических скважинах, расположенных в водоносной части пласта, ведут наблюдения за изменением пластового давления в газовой шапке. Контроль за изменением дебитов нефти и воды является основной задачей и осуществляется повсеместно. Не меньшее значение имеет и наблюдение за изменением газового фактора, особенно при разработке нефтегазовых и нефтяных залежей, эксплуатируемых в режиме растворенного газа. Контроль и регулирование скорости перемещения фронта нагнетания (или контура нефтеносности) осуществляют с помощью карт изобар. Для любой точки контура можно установить градиент давления, который равен разности значений соседних изобар (Pi - Pi+1), деленной на расстояние между ними (х). Скорость перемещения контура пропорциональна градиенту давления и направлена по нормали к изобарам в сторону уменьшения давления.  ,где w -средняя скорость перемещения контура, м/год; k -проницаемость пласта на данном участке, м2; mдин -динамическая пористость, характеризующая долю объема порового пространства, в котором осуществляется движение пластовых жидкостей; - вязкость жидкости, мПас; Р - перепад давления между соседними изобарами, прошедшими рядом с данной точкой контура, н/м2. х - расстояние между этими изобарами, м. Каждая эксплуатационная скважина дает составляющую вектора скорости в любой точке, равную  где  -составляющая вектора скорости, направленная по радиусу к скважине, м/сут.;q -дебит скважины, м/сут; h -толщина пласта, м; r -расстояние от скважины до точки, скорость в которой требуется определить, м. Правильное заключение о состоянии разработки немыслимо без систематических исследований скважин на приток жидкости. Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного, внутриконтурного заводнения требует организации контроля за обводнением пластов. Особую роль в этом виде контроля играют промыслово-геофизические методы исследования скважин. Современные методы контроля за разработкой основаны на моделировании процессов заводнения с помощью ЭВМ. В основе их лежит геологическая модель объекта разработки, построенная по данным, полученным в ходе эксплуатационного разбуривания месторождения. Такое моделирование включает в себя предварительное тестирование всей системы по фактической истории разработки. Это позволяет не только осуществлять прогноз на будущее, но и выявлять особенности процесса, которые трудно увидеть "невооруженным глазом". С помощью математического моделирования сейчас управляют разработкой месторождений во всех преуспевающих компаниях. Регулирование разработки нефтяных залежей нефти. Целью регулирования процесса разработки залежи является достижение максимальной нефтеотдачи пласта. Регулировать процесс разработки можно изменением отбора на различных участках залежи, а при нагнетании воды в пласт - изменением темпов нагнетания. Регулирование количества нагнетаемой и отбираемой жидкости осуществляется путем изменения режима работы скважин. Для решения вопросов, связанных с регулированием процесса разработки необходимо осуществлять постоянный контроль за изменением давления в пределах залежи по картам изобар. Для наблюдения за изменением пластового давления в законтурной области служат пьезометрические скважины. В процессе поддержания пластового давления необходимо контролировать зону между рядами эксплуатационных и нагнетательных скважин с помощью специальных контрольных скважин. В процессе разработки нефтяного пласта условия непрерывно меняются. По мере выработки запасов нефти воздействием наступающей воды или газа чисто нефтяная площадь сокращается. В добываемой продукции все большую часть начинает занимать вода, что приводит к снижению добычи нефти. В нефтегазовых залежах сильно снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти при прорывах газа из газовой шапки в эксплуатационные скважины. Для поддержания добычи нефти сильно обводнившиеся или загазованные скважины выключают из эксплуатации и вместо них, если возможно, вводят новые ряды скважин или уплотняют сетку существующих скважин. При осуществлении площадного заводнения контроль за разработкой происходит путем регулярных исследований эксплуатационных и нагнетательных скважин, по результатам которых строятся карты изобар, выявляются вырабатываемые пласты, планируются и реализуются различные мероприятия по обеспечению равномерного перемещения фронта нагнетаемой воды. Существуют методы контроля перемещения пластовых жидкостей, основанные на изучении изменения их физических и химических характеристик. Для выявления путей движения нагнетаемой воды в нагнетательные скважины закачивают меченые жидкости. В процессе разработки месторождения выделяется две стадии. В течение первой стадии отбираются основные запасы нефти. При этом следует осуществлять регулирование процесса наиболее тщательно. На второй стадии оставшиеся, возможно даже, разобщенные вследствие геологической неоднородности участки разрабатывают как самостоятельные мелкие залежи, соблюдая при этом правила разработки первого этапа. В течение второй стадии возможна форсированная эксплуатация скважин. Регулирование процесса разработки складывается из трех основных элементов: 1) обоснования системы размещения скважин, обеспечивающей наиболее полный охват процессом вытеснения нефти, учитывая при этом возможность ее изменения при постоянно меняющихся условиях разработки; 2) регулирования отборов жидкости и закачки воды с помощью которого достигается максимальный коэффициент нефтеотдачи; 3) контроля за правильностью разработки. Технологические показатели разработки залежей нефти. Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа. Добыча нефти (Qн) - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и суточная добыча (qн), приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки. Добыча жидкости (qж) - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтяной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации добывают чистую нефть. Рано или поздно продукция большинства месторождений начинает обводняться. С этого момента добыча жидкости превышает добычу нефти. Добыча газа (qг). Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти. При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в гравитационный режим. Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель - накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины. В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Факторы, влияющие на нефтеотдачу. Факторы, влияющие на нефтеотдачу, делятся на две группы: геологофизические и технологические. Зависимость нефтеотдачи от свойств пластовой системы и технологических условий разработки можно проследить, анализируя основные факторы, влияющие на нефтеотдачу. Обычно нефтеотдачу представляют в следующем виде: 123, где 1 – коэффициент вытеснения; 2 – коэффициент охвата пласта заводнением; 3 – коэффициент охвата пласта воздействием. Коэффициент вытеснения – отношение количества добытой из залежи нефти к её геологическим запасам, первоначально находившимся в заводнённом объёме пласта. Коэффициент охвата залежи заводнением – отношение запасов нефти в заводнённом объёме пласта к начальным геологическим запасам нефти, находившихся в пластах, охваченным заводнением. Коэффициент охвата пласта воздействием – отношение начальных геологических запасов нефти в пластах, охваченных заводнением, ко всем начальным геологическим запасам нефти в разрабатываемой залежи. Коэффициент вытеснения редко превышает 0,6-0,7 и зависит от многих факторов: проницаемости коллектора, наличия в пласте глинистых материалов, микронеоднородности, вязкости нефти, поверхностного натяжения нефти на границе с водой, смачиваемости породы пластовыми флюидами, содержания в нефти асфальтосмолистых компонентов, реологических свойств нефти, а также от характеристики вытесняющего агента. Низкая проницаемость коллектора, его микронеоднородность, наличие глин, высокая вязкость нефти, большое содержание парафина и асфальтосмолистых компонентов снижают коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения, как правило, определяется в лабораторных условиях на моделях пласта. При этом не всегда удаётся полностью соблюсти условие подобия модели реальным условиям пласта. Особенно сложно выполнить подобие физико-химических параметров. Наиболее точно коэффициент вытеснения можно определить путём бурения оценочных скважин с отбором и анализом керна из зон пласта, охваченных процессом заводнения или другим видом воздействия. В то же время до начала разработки месторождения для составления проектного документа используются, как правило, лабораторные данные. Коэффициент охвата пласта заводнением зависит, в основном, от макронеоднородности коллектора, наличия трещин и других зон высокой проницаемости, через которые возможен прорыв закачиваемого агента. Этот коэффициент также зависит от соотношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агента, темпов отбора нефти из пласта. Коэффициент охвата пласта воздействием зависит от плотности сетки и взаимного расположения скважин, а также от прерывистости отдельных пропластков. Расстояние между скважинами необходимо выбирать на основе анализа геологических материалов, корреляции разрезов скважин и гидродинамических исследований, например гидропрослушивания. До сих пор нет единого мнения относительно влияния на нефтеотдачу физико-химических свойств пластовой системы, таких как межфазное натяжение на границе нефть – вода, характер смачиваемости породы. Нет единого мнения относительно влияния скорости вытеснения на нефтеотдачу. Основная причина разных мнений объективна и обусловлена огромным разнообразием свойств нефтесодержащих пород и насыщающих их флюидов, сложностью и недостаточной изученностью происходящих в пласте процессов. В целом проблема повышения нефтеотдачи должна решаться для каждой конкретной залежи на основе детального изучения и анализа основных факторов, влияющих на нефтеотдачу изучаемого объекта. Ранее отмечалось, что при выборе методов повышения нефтеотдачи необходимо учитывать формы существования остаточной нефти в пласте. Остаточная нефть в пласте существует в виде следующих форм: - капиллярно удержанная нефть; - плёночная нефть, покрывающая поверхность породы. Эта нефть образует прочные слои, которые очень сложно разрушить; - нефть, остающаяся в малопроницаемых зонах, не охваченных воздействием; - нефть в линзах, не вскрытых скважинами. Основное количество нефти остаётся в низкопроницаемых тупиковых зонах, не охваченных воздействием. Вовлечение таких зон в разработку – главный резерв повышения нефтеотдачи. Для диагностирования таких зон необходимо детальное изучение геологического строения залежи различными методами: построение геологических разрезов, корреляционных схем, карт распространённости отдельных пропластков. Кроме того, очень важно проводить гидродинамические исследования межскважинного пространства путём гидропрослушивания. Особо следует остановиться на влиянии на нефтеотдачу вязкости нефти, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, содержания в нефти парафина. Здесь существует единое мнение о том, что высокая вязкость нефти, большое содержание в нефти парафина – одно из главных препятствий на пути достижения высокой нефтеотдачи пласта. Следует также отметить, что конечная нефтеотдача во многом определяется экономическими критериями. По мере разработки залежи в поздней стадии резко снижается добыча нефти, одновременно растёт её обводнённость. При этом возрастают затраты на добычу нефти и на какой-то стадии, при каком-то значении нефтеотдачи добыча нефти становится нерентабельной. Классификация методов повышения нефтеотдачи. Методы увеличения нефтеотдачи пластов подразделяются на две категории гидродинамические и физико-химические. В основе первых лежит управление движение пластовых жидкостей путем регулирования работы скважин. Методы второй группы используют различные свойства химических реагентов. К вторичным методам относятся различные виды заводнения и закачки газа. Первоначально они использовались на истощенных в процессе эксплуатации на естественных режимах залежах, а в России с 1945 года применяются с самого начала разработки многих месторождений. На протяжении нескольких последних десятилетий изучаются и находят применение третичные методы повышения нефтеотдачи пластов, связанные с нагнетанием в них растворов различных химических веществ. Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на рассеянную нефть в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки, а также обособленные линзы, совсем не охваченные заводнением. Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточной нефтенасыщенности, а также при большом различии свойств нефти. Воды и газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи пластов, устраняющего все причины остаточной нефтенасыщенности. Остаточную нефть из заводненных частей пластов могут эффективно вытеснять только мицеллярные растворы и углекислый газ, которые обеспечивают смешиваемость нефти с вытесняющим агентом, то есть устраняют действие капиллярных сил, удерживающих эту нефть. Повышать охват заводнением неоднородно-слоистых и зонально-неоднородных пластов способны полимерные растворы, углекислый газ, щелочи, водогазовые смеси, циклическое воздействие, изменение направления фильтрационных потоков. С помощью пара и внутрипластового горения за счет снижения вязкости нефти одновременно увеличивается и вытеснение нефти, и охват пластов по сравнению с обычным заводнением только в случае высоковязких нефтей. Водорастворимые ПАВ и серная кислота обеспечивают повышение нефтеотдачи пластов в основном за счет увеличения работающей толщины в скважинах, так как мало снижают межфазное натяжение. К наиболее перспективным технологиям относятся следующие: применение двуокиси углерода; водогазовых смесей; мицеллярных растворов. Для месторождений с высоковязкими нефтями: пара; внутрипластового горения. Остальные методы используются в основном для интенсификации добычи нефти и регулирования процесса разработки с целью достижения проектных показателей, так как их потенциальные возможности ниже возможных погрешностей при расчетах эффективности заводнения. Механизм действия перечисленных методов различен. |