Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
Глава 3. Системы и показатели разработки нефтяных месторождений 3.1. Эксплуатационный объект разработки. Разработка месторождений на естественных режимах длится недолго, 3–5 лет. Для дальнейшего увеличения нефтеотдачи применяются системы, методы разработки залежей с воздействием на пласт. Под системой разработки НМ и НЗ понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки НМ определяют: порядок ввода эксплуатационных объектов многоплас- товых месторождений в разработку; сетки размещения скважин на объек- тах; темп и порядок ввода скважин в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Различают системы разработки однопластовых и многопластовых мес- торождений. Одним из основных понятий, используемых при разработке нефтяных месторождений, является эксплуатационный объект. Под элементарным объектом разработки многопластового нефтяного месторождения понимается пласт, залежь, которая разрабатывается самос- тоятельной сеткой скважин. Если несколько залежей, пластов разрабатываются одной сеткой скважин совместно, говорят о разработке эксплуатационного объекта. Таким образом, эксплуатационный объект или объект разработки – это совокупность элементарных объектов (залежей, пластов), разрабаты- ваемых самостоятельной сеткой скважин совместно. На многопластовом месторождении может быть несколько эксплуатационных объектов, кото- рые разрабатываются одновременно. Для многопластового месторождения в результате изучения геологического строения пластов, ФЕС, установ- ления категорий геологических запасов, выделяется основной эксплуата- ционный объект разработки, который разрабатывается в первую очередь. Разработка остальных пластов может начаться позже, когда основная часть извлекаемых запасов из основного объекта выработана. Если сква- жины основного эксплуатационного объекта переводятся на другой пласт, то такой пласт называется возвратным. Причем оба пласта могут экс- плуатироваться полностью или частично одной системой скважин. В дальнейшем будем рассматривать системы и показатели не всего месторождения в целом, а эксплуатационных объектов. 3.2. Нефтеотдача пластов и коэффициенты извлечения нефти. Показа- телем эффективности режима разработки является нефтеотдача – степень полноты извлечения нефти. Нефтеотдача характеризуется коэффициен- тами извлечения нефти (КИН). Проектный (прогнозируемый, конечный) КИН η к обосновывается и планируется при подсчете запасов и проектировании разработки место- рождения. После его обоснования планируются и утверждаются извле- каемые запасы нефти N. G N к где G – геологические (балансовые) запасы. При разработке месторождения на естественных режимах конечный КИН η к может принимать следующие значения: водонапорный режим к =0,5÷0,8 газонапорный режим к =0,1÷0,4 режим растворенного газа к =0,05÷0,3 гравитационный режим к =0,1÷0,2 Текущий КИН определяется следующим отношением G t Q t нак ) ( ) ( , t тек нак dt t Q t Q 0 ) ( ) ( где Q тек (t) – текущая добыча нефти, например добыча нефти за год, Q нак (t) – накопленная добыча – количество нефти, добытое с начала разработки , t – время разработки месторождения. Текущая добыча нефти в зависи-мости от времени разработки залежи и примененных методов повышения нефтеотдачи может возрастать и убывать во времени. Накопленная добыча только возрастает, следовательно, текущий КИН с течением времени возрастает (рис. 3.1). Рис. 3.1. Изменение текущего КИН во времени. 3.3. Системы размещения скважин – системы разработки эксплуа- тационного объекта на естественных режимах. На первой стадии раз- работки или при разработке эксплуатационного объекта на естественных режимах. При слабой активности пластовых законтурных вод применяется равномерное расположение скважин по трех- или четырехточечной сетке: а) б) Рис. 3.2. а) Трехточечная и б) Четыретырехточечная системы размещения скважин. 1 – контур нефтеносности; 2 – добывающие скважины. При опережающей разработке нефтяной части пласта (подгазовой зоны) нефтегазовой залежи добывающие скважины размещаются между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности, то-есть в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ). Рис. 3.3. 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – добывающие скважины; 4 и 5 – внешний и внутренний контуры газоносности. 3.4. Системы разработки с воздействием на пласт 3.4.1. Коэффициенты вытеснения нефти и охвата пласта заводнением. Системы разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт закачкой воды относятся к первичным методам увеличения нефтеотдачи (МУН) [6]. Применяются в конце первой стадии разработки месторож- дений. К этому времени по запроектированной и утвержденной системе разработке (размещения добывающих и нагнетательных скважин, выборов режимов их эксплуатации и т.д.) начинают вводить в эксплуатацию нагне- тательные скважины. Закачиваемая в пласт вода выполняет две функции. 1-я – при разработке на естественных режимах происходит падение пла- стового давления, дебиты скважин падают. Нагнетаемая в пласт вода вос- полняет потери пластового давления, восстанавливает, поддерживает плас- товое давление (ППД), увеличивается энергия пласта, необходимая для вытеснения нефти, и, следовательно, для увеличения нефтеотдачи. 2-я – в результате нагнетания воды в пласт происходит вытеснение нефти. При продолжительной закачки вода вымывает оставшиеся частицы нефти, отрывает их от поверхности первоначально промытых поровых каналов. При вытеснении нефти из пласта водой по предложению А. П. Крылова вводят коэффициенты вытеснения в и коэффициента охвата пласта заводнением о Коэффициент вытеснения нефти в – это отношение объема нефти, вытесненной из области пласта( накопленной) Q(t), занятой рабочим агентом (водой, газом) к начальному содержанию нефти в этой области G 1 : 1 ) ( G t Q В . Коэффициент охвата пласта заводнением определяется как о – отношение нефтенасыщенного объема породы, охваченного вытеснением, ко всему объему нефти в пласте: G G 1 o Коэффициент извлечения нефти будет равен произведению коэффици- ентов вытеснения и охвата. = в о Коэффициент вытеснения в зависит от отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента, от однородности пласта, диаметров пористых каналов, т.е. от проницаемости, смачиваемости породы. Для высокопроницаемых коллекторов с малой вязкостью нефти в =0,8÷0,9, для слабопроницаемых в =0,25÷0,4. При смешанном вытес- нении нефти водой и газом в =0,9÷0,98 (0,7÷0,8), [3,5]. Коэффициент охвата характеризует потери нефти по толщине и пло- щади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разреза- ющих рядов нагнетательных скважин и неохваченных дренированием и за- воднением зон, зависит от неоднородности пласта в целом и выбранной системы разработки. о = 0,7 ÷ 0,9 для воды, о = 0,2 ÷ 0,3 для газа. Дальнейшее развитие теория разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт получила в трудах советских и российских ученых. Коэффициент извлечения нефти принимается равным произведе- нию трех, четырех, пяти коэффициентов [7]. 3.5. Системы разработки месторождений 3.5.1. Одновременная разработка эксплуатационных объектов А. Раздельная разработка. Применяется для многопластового месторож- дения, когда каждый эксплуатационный объект эксплуатируется самостоя- тельной сеткой скважин. Это требует большого количества скважин, при- водит к большим капитальным затратам. Используется при разработке высокопродуктивных объектов с большими запасами извлекаемой нефти. Б. Совместная разработка. При этой системе разработки два или более пластов объединяются в один эксплуатационный объект и разрабатывают- ся единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Каждая сква- жина одновременно эксплуатирует два пласта, объединенных в один экс- плуатационный объект. Ее преимущество – обеспечение высоких текущих уровней добычи при заданном числе скважин. Однако, в основном, наблю- дается нерегулируемая разработка пласта, трудно установить количество добытой нефти из каждого пласта, остаточные извлекаемые запасы, дебиты и приемистости скважин из каждого пласта в отдельности. При- меняется для пластов с одинаковым геологическим строением и близкими фильтрационно-емкостными свойствами. В. Совместно-раздельная разработка. Применяется при объединении двух пластов в один эксплуатационный объект, добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной эксплуатации, нагнетательные – установками для одновременно-раздельной закачки воды. 3.5.2. Системы последовательной разработки объектов 1. Разработка сверху вниз, при которой нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего. В настоящее время эта система считается нерациональной, т.к. задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения и расход металла на обсадные трубы. 2. Разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего (опорного, базисного) объекта, а затем переходят на верхние возвратные объекты. При наличии многих пластов в качестве базисного выбирают наиболее продуктивные, изученные объекты с достаточно большими запасами нефти, в качестве возвратных – остальные объекты. 3.6. Показатели разработки нефтяных месторождений 3.6.1. Технологические показатели разработки. Под технологическими показателями разработки понимается набор промысловых, расчетных и других данных эксплуатационного объекта, определенных на конкрет- ную дату, которые характеризуют состояние разработки. К технологичес- ким показателям разработки относятся: текущая добыча нефти и жидкости, накопленная добыча нефти и жидкости, дебиты нефти и жидкости, фонд (число) действующих, ликвидированных и вновь пробуренных добываю- щих и нагнетательных скважин, обводненность, текущий КИН, темпы от- бора от начальных и остаточных извлекаемых запасов и другие. Всего более 50 параметров. Обычно представляются в виде таблицы, в которой указаны время (в годах) сначала разработки объекта до последнего, теку- щего года и показатели разработки за каждый год. Для анализа изменения показателей разработки во времени строят графики (например, рис. 3.4., 3.5, см. далее) или гистограммы, соответствующих параметров. В этом случае говорят о динамике, изменении показателей разработки во времени. Изменения показателей разработки необходимы для анализа текущего состояния разработки, сравнения фактических и проектных показателей, контроля над выработкой запасов, регулирования процесса разработки. Несоответствие, расхождений фактических и проектных показателей свидетельствует либо о не полном выполнении проектных решений, либо о недостаточной геологической изученности объекта, либо о неудачно вы- бранной системе разработки. А значит о необходимости внесения измене- ний, корректировки проектных документов, геологической и гидродинами- ческой моделей, выбору мероприятий по регулированию разработки экс- плуатационного объекта. 3.6.2. Размещение скважин. Плотность сетки скважин. Под размеще- нием скважин понимают расстояния между скважинами их положение от- носительно друг друга, темп и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Скважины размещаются по равномерной сетке и неравномерной, рядовой. Плотность сетки скважин определяется: n S S c , [S c ]=га/скв S – площадь нефтеносности; S c меняется в пределах 10 ÷ 60 га/скв. n – общее число скважин. n=n д +n н n д – число добывающих скважин, n н – число нагнетательных скважин. Кроме плотности сетки скважин S c , используют плотность сетки добывающих скважин д cд n S S Физический смысл плотности сетки скважин это площадь, нефтенасы- щенного пласта приходящаяся на одну эксплуатационную скважину. Практикой установлено, что плотность сетки скважин влияет на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более прерывисты и неод- нородны пласты, чем хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти. Под уплотнением сетки скважин понимается увеличения числа эксплуатационных скважин при неизменной площади разработки, плотности сеток скважин S, S c – уменьшаются. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах увеличивает нефтеотдачу. В каждом конкретном случае выбор плотности скважин зависит от конкретных физико-литологических условий. 3.6.3. Параметр Крылова. Коэффициент компенсации. Коэффициент обводненности. Параметром Крылова N КР называется отношение из- влекаемых запасов N к общему числу скважин n: N КР = N/n; [N КР ] = тонн/скв. Физический смысл параметра Крылова это количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину. Грубо гово- ря, что хочется добыть посредством эксплуатации одной скважины. Пусть n р – число резервных скважин, которые бурятся дополнительно к основному фонду с целью вовлечения в разработку частей пласта, неох- ваченных разработкой, в результате выявившихся в процессе эксплуатаци- онного бурения неизвестных ранее особенностей геологического строения пласта (литологической неоднородности, тектонических нарушений), не- ньютоновских свойств нефти. Для оценки числа резервных скважин по отношению к запланированному эксплуатационному фонду скважин ис- пользуют параметр n n p p Коэффициент компенсации определяется отношением объема закаченной в пласт жидкости за определенный период времени V зак (t), например, с начала разработки или за год, к объему добытой жидкости V доб (t) за тот же период времени. ) ( ) ( t V t V k доб зак k Коэффициент компенсации характеризует использование закачиваемой в пласт воды для поддержания пластового давления и последующего вытеснения нефти. Если объем закачиваемой воды значительно превышает объем добываемой жидкости, то часть воды расходуется не рационально, например, уходит в законтурную область или засчет заколонных скважин- ных перетоков в другие пласты. Если 1 k k , то режим жесткий упруго- водонапорный. Коэффициент обводненности или обводненность определяется как от- ношение объема добытой воды к общему объему добытой жидкости или отношение дебита воды к суммарному дебиту воды и нефти. Определяется после разделения продукции на поверхности. н в в н в в ж в q q q V V V V V , (3.1) V ж =V в +V н , q ж =q в +q н V ж , V в , ,V н – объемы добытой жидкости, воды и нефти за определенный период времени, q ж , q в ,,q н – дебиты жидкости, воды и нефти. 3.6.4.Темпы разработки нефтяных месторождений Темп разработки определяется как: N t Q t z тек ) ( ) ( , где Q тек (t) – текущая добыча нефти, N – извлекаемые запасы. Темп разработки от остаточных запасов ; ) ( ) ( ) ( t N t Q t ост тек ) ( ) ( ) ( 0 t Q N dt t Q N t N нак t тек ост Существует связь между z(t) и (t). 3.6.5. Стадии разработки эксплуатационных объектов (нефтяных мес- торождений). Процесс разработки эксплуатационного объекта нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии – I, II, III, IV, рис. 3.4, 3.5. Рис. 3.4. Стадии разработки эксплуатационных объектов Рис. 3.5. Динамика изменения темпов разработки z(t) и (t) I стадия – происходит разбуривание эксплуатационного объекта место- рождения, ввод в эксплуатацию скважин, добыча нефти длится 4–5 лет. II стадия – характеризуется максимальной добычей нефти, ростом обводненности, переводом скважин на механизированную добычу. III стадия – происходит резкое снижение текущей добычи нефти, растет обводненности продукции, уменьшение фонда скважин вследствие обвод- нения. Эта стадия – наиболее трудная для разработки, ее главная задача – замедление снижения темпа добычи нефти. На третьей стадии начинают применять методы увеличения нефтеотдачи. Первые три стадии составляют основной период разработки. IV стадия – медленно снижающиеся темпы отбора нефти, высокая, мед- ленно возрастающая обводненность продукции, уменьшение действую- щего фонда скважин. 3.7. Виды заводнения. В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, прикон- турное и внутриконтурное заводнения. На многих месторождениях приме- няют сочетание этих видов заводнения. 3.7.1. Законтурное заводнение. Законтурное заводнение применяется, если слабая активность пластовых законтурных вод не компенсирует отбор нефти из залежи. Пластовое давление в залежи снижается и для воспол- нения энергетических ресурсов применяется законтурное заводнение. Наг- нетательные скважины располагаются за внешним контуром нефтенос- ности. Размещение нагнетательных скважин зависит: от расстояния между внешним и внутренним контурами нефтеносности; от геологических усло- вий залегания и ФЕС пласта. Законтурное заводнение применяется для раз- работки однородных залежей с маловязкими нефтями с небольшой по пло- щади водонефтяной зоной (ВНЗ), которая расположена между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Для не больших размеров чисто нефтяной зоны (ЧНЗ). Расстояние между скважинами 500–600 м, ширина месторождения 2,5–3 км, плотность сетки S с =25÷30 га/скв. Рис. 3.6. Размещение скважин при законтурном заводнении: 1 – нагнетательные скважины законтурного заводнения, 2 – добывающие скважины, 3 – внутренний контур нефтеносности, 4–внешний контур нефтеносности К недостаткам использования законтурного заводнения относятся поте- ри нагнетаемой воды законтурную область. 3.7.2. Приконтурное заводнение. Это метод поддержания пластового дав- ления осуществляется путем закачки воды в приконтурную, нефтяную часть залежи (ВНЗ). Нагнетательные скважины размещаются между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Применяется при ухудшении про- ницаемости законтурной (водоносной) части пласта или при плохой гидро- динамической связи между водяной и нефтяной частями пласта (рис. 3.7), а также при небольшой по площади водонефтяной зоны – между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспе- чить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить доста- точно высокий стабильный уровень добычи. Рис 3.7. Приконтурное заводнение. 1 – нагнетательные скважины приконтурного заводнения, остальные обозначения такие же как на рисунке 3.6. 3.8. Внутриконтурное заводнение. При внутриконтурном заводнении поддержание и восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В настоящее время это наиболее интенсивный и экономичный способ воздействия на продуктивные пласты. По характеру взаимного распо- ложения нефтедобывающих и нагнетательных скважин различают нес- колько разновидностей внутриконтурного заводнения: - разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки; разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки; - площадное заводнение; - очаговое и избирательное заводнение; - сводовое заводнение; - барьерное заводнение; 3.8.1. Рядные системы. Их разновидность – блоковые системы. Системы внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные пло- щади применяются на крупных месторождениях с широкими, в плане, чис- то нефтяными и водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны от- резают от основной части залежи и разрабатывают самостоятельно. На средних по размеру залежах применяют блочную систему заводнения. Ряды добывающих и нагнетательных скважин располагают в попереч- ном направлении. Количество рядов добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин определяет рядность системы. Применяют одно- трех-пятирядные системы разработки рис. 3.8. Количество рядов добыва- ющих скважин должно быть нечетно. Средний ряд в трех- или пяти рядной системе называется стягивающим. Если стягивающий ряд отсутствует, то запасы нефти в этой области пласта останутся невыработанными. Плотности сетки скважин для этих систем заводнения примерно такие же, как и для систем с законтурным заводнением (S c 25–30га/скв). Разрезание залежи на площади и блоки применяется при разработке Правдинского, Мамонтовского, Самотлорского, Западно–Сургутского месторождений с 3–5 рядами добывающих скважин. Совершенствованием блочных систем является блочно-квадратная система с периодическим изменением направлений потоков воды. Рис. 3.8. L п – ширина блока или полосы; 2 н и 2 в – расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами в ряду; l 01 , l 12, l 23 – расстояния между рядами добывающих скважин. Рядные системы предпочтительны при разработке неоднородных по толщине пластов. 3.8.2. Площадные системы заводнения. Площадное заводнение характе- ризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения определяются по числу скважин каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной нагнетательной или добывающей скважиной. Если нагнетательная сква- жина находится в центре элемента разработки, то такая система называется обратной. Если добывающая скважина находится в центре элемента раз- работки, то такая система называется прямой. На практике используются обратные системы. Наиболее используемые пяти- семи-девятиточечные системы: Рис. 3.9. Пятиточечная площадная система размещения скважин Рис. 3.10. Семиточечная площадная система размещения скважин Элемент пятиточечной системы представляет собой квадрат, по углам которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная скважина. Элемент семиточечной системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами по углам и нагнетательной скважиной в центре. Рис. 3.11. Девятиточечная площадная система размещения скважин Рис. 3.12. Преобразование пятиточечной системы в девятиточечную: 1 – добывающие скважины; 2 – целики нефти; 3– дополнительно пробуренные (резервные) добывающие скважины; 4– обводненная область; 5 – нагнетательная скважина Девятиточечная система представляет собой квадрат с добывающими скважинами по углам и серединам сторон Элемент, в центре расположена нагнетательная скважина. При обводнении добывающих скважин пятиточечной системы допол- нительным бурением ее преобразуют в девятиточечную. Площадное расположение скважин используется при разработке сильно неоднородных по площади пластов. 3.8.3. Избирательное и очаговое заводнения. Для регулирования разра- ботки месторождений, применяются очаговое и избирательное заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пласта. Для этого используют запланированные резервные скважины. Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве допол- нительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществ- ляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими при- чинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способство- вать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Может использоваться в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных ос- нов-ными системами. Наиболее эффективно на поздних стадиях разработки. Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выра- женной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения за- ключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после ис- следования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наибо- лее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при мень- шем числе скважин реализуется максимально интенсивная система завод- нения и достигается более полный охват пласта заводнением. 3.8.4. Барьерное заводнение. При опережающей разработке нефтяной части пласта нефтегазовой залежи применяется особый вид заводнения – барьерное заводнение. Нагнетательные скважины барьерного заводнения отсекают газовую часть залежи от нефтяной. Препятствуют прорыву газа к забоям нефтяных скважин, смещению ГНК в нефтенасыщенную область. Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор в 5 , 1 2 , 1 раза, по сравнению с разработкой без воздействия на пласт. Газодобывающие скважины используются для снижения давления в газо- вой шапке (рис. 3.13). Скважины барьерного заводнения размещаются на внутреннем контуре газоносности. Рис 3.13. Барьерное заводнение: 1 – нагнетательные скважины законтурного заводнения; 2 – нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения; 3 – нефтедобывающие скважины; 4 – нагнетательные скважины барьерного заводнения; 5 – газодобывающие скважины; 6 – внешний контур нефтеносности; 7 – внутренний контур газоносности. |