вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
РАЗРАБОТКА Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки. Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом. Система разработки определяет: -порядок ввода эксплуатационных объектов многопластовых месторождений в разработку -способы регулирования баланса и использование пластовой энергии. -количество эксплуатационных объектов, -способы воздействия на пласты и темпы отбора нефти из них, -размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их эксплуатации, - мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Рациональной системой разработки называется такая система, которая обеспечивает максимальные значения уровней добычи нефти и коэффициента нефтеизвлечения при минимальных (оптимальных) материальных, трудовых и финансовых затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт. К условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относятся: а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную отработку запасов; б)минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной; в)заданные давления на линии нагнетания или на устье нагнетательных скважин; г) предусмотренные проектным документом способы эксплуатации скважин; д) запроектированные мероприятия по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т.п.); е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов); ж) допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок); з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт). Системы разработки нефтяного месторождения различают по двум наиболее характерным признакам: 1.Наличию или отсутствию методов воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр. 2.Расположению скважин на месторождении. Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются: Параметр плотности сетки скважин Sc — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна  , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении  , то (3.1)Размерность  — м2/скв. В ряде случаев используют параметр  равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова Nкр— отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.  (3.2)Размерность параметра Nкр — т/скв. Параметр  — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е.  . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.Параметр  — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е.  .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). Стадии разработки залежей нефти. Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 1): I стадия – стадия нарастающей добычи. Для этой стадии характерен рост добычи за счет ввода новых скважин в эксплуатацию, обводненность минимальная, продолжительность этой стадии в среднем может составлять 3-5 лет и зависит от проектного фонда скважин и от темпа бурения; II стадия – стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. На этой стадии начинается обводнение продукции и к концу может составлять в среднем до 40%. Продолжительность 3-4 года; III стадия – стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурение резервных скважин, изоляционные работы в скважинах, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки, ГТМ, направленные на снижение обводненности продукции и получения выработки запасов; Первые три стадии называют основной период разработки.  Рис. 1. Стадии разработки эксплуатационного объекта IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регулированию разработки и проведению комплекса технологических мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения. Эта стадия длится до конца экономической рентабельности работы фонда скважин. Режимы разработки залежей нефти. Режимом разработки или режимом нефтегазоводоносного пласта называют проявление доминирующей формы пластовой энергии, под действием которой нефть движется к забоям добывающих скважин. Режимы бывают естественными, когда преобладающими видами энергии являются: – энергия, обусловленная давлением вышележащих горных пород (упругий режим); – энергия напора краевых или подошвенных вод (упругий водонапорный режим); – энергия расширения первичной газовой шапки в подгазовых залежах (газовый режим); – энергия выделяющегося из нефти растворенного газа (режим растворенного газа); – энергия положения нефти в крутопадающих пластах (гравитационный режим). При искусственных режимах преобладающим видом энергии является энергия закачиваемых с поверхности земли в пласт вытесняющих агентов – воды (жесткий водонапорный режим) или газа и др. Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ. Если пропускная способность водоносной части пласта достаточно высокая и обеспечивает поступление воды в нефтяную часть в количестве, равном количеству отбираемой из пласта жидкости, в залежи устанавливается жесткий водонапорный режим. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более. Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6 Режим растворенного газа. При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4. Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2. Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии. Размещение скважин по площади нефтяного месторождения (залежи) Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контурных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добывающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Скважины размещают по равномерной или по неравномерной сеткам. В зависимости от схемы поддержания пластового давления возможны варианты законтурного, внутриконтурного или площадного заводнения. При законтурном заводнении вода нагнетается в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Добывающие скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру. Наиболее благоприятными объектами для осуществления законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками с хорошей проницаемостью и не осложненные тектоническими нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин. При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки самостоятельной разработки, очаговое заводнение, площадное заводнение. Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение) с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3–5 рядов добывающих скважин. При высокой продуктивности оправдали себя пятирядные системы, при средней и малой – соответственно трехрядные и однорядные. С целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений применяют схемы очагового и избирательного заводнения, в этом случае нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных выборочных участках пластов. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Наиболее широко применяются площадные системы заводнения, которые по числу скважино-точек могут быть четырех-, пяти-, семи-, девятии тринадцатиточечные. Каждую систему характеризует параметр интенсивности системы заводнения. При однорядной, четырех- (рис. 3.7, а), пятиточечной (рис. 3.7, б) системе заводнения параметр интенсивности равен 1:1. При прямой семиточечной (рис. 3.7, в) – 1:2, т.е. на одну добывающую скважину приходится две нагнетательные скважины, девятиточечной (рис. 3.7, г) – 1:3 – на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины, тринадцатиточечной – 1:3,5. Площадное заводнение эффективно при разработке объектов со значительной площадью нефтеносности с малопроницаемыми коллекторами. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт. Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения. Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием нарушений и др. 1. Законтурное заводнение. При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта (рис. 63), по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4–5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5 мПа*с), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью.  Рис. 63. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие. Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60–65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин. |