процессы разработки нефтяных месторождений

Структурные типы

•Антиклинальный

•Моноклинальный

(осложненный стратиграфической ловушкой)

• Синклинальный

Рис. 1.2 Схематизация типов структурных ловушек

Объект разработки – это искусственно выделенное геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы и разрабатываемое единой сеткой скважин.

Запасы и ресурсы углеводородов

Существует консенсус в международной классификации по отношению к коммерческому содержанию термина «запасы» - он чаще относится к категории открытых и извлекаемых. В России используется еще и термин «геологические запасы».

Термин «ресурсы» в противоположность «запасам» в первую очередь характеризует неоткрытые запасы, т.е. относится к перспективным структурам, т.е. к их объемам. Иногда ресурсами могут называть в просторечии суммарно и ресурсы и запасы.

Геологические запасы нефти – это расчетные объёмы нефти, которые содержатся в установленных пределах разведанных залежей. Расчет ведется

16

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

на основе объемных показателей, т.е. произведение площади нефтеносности

S на толщину пласта h, нефтенасыщенность Sн и на пористость m:

Vгеол = S · h · m · Sн

где Vгеол - геологические запасы.

В интегральном виде для переменной по площади толщины это уравнение примет следующий вид:

Vгеол = Sн·m∫h(S)dS

Промышленные (извлекаемые) запасы нефти – это запасы, которые можно рентабельно разрабатывать.

В мире широко используется классификация запасов и ресурсов по изученности:

-доказанные (proved),

-вероятные (probable),

-возможные (possible).

Поэтому все запасы, включая ресурсы, часто в международной практике обозначают 3P (proved + possible + probable).

В настоящее время в РФ рассматривается возможность перехода на аналогичную новую классификацию запасов, которая выделяет кроме геологической и технологической извлекаемости еще и т.н. экономически рентабельные в определенных условиях запасы.

Извлекаемые запасы (proved reserves) – это подсчитанные объёмы нефти, которые могут быть рентабельно извлечены из определенных залежей и с определенного момента начала разработки, при существующих экономических условиях, известных технологиях и технике добычи и существующем законодательстве. Эти запасы утверждаются в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ) при Министерстве природных ресурсов РФ. Схема определения и постановки на государственный учет запасов нефти представлена на рис. 1.3.

17

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

		Подсчет		Пересчет
			Технико-	запасов нефти
		баланса
	Разведка		экономическое	и утверждение
		запасов
			обоснование	в ГКЗ или ЦКЗ
				МП РФ

	Государственный
Подсчет	баланс запасов
извлекаемых
запасов

Протокол утверждения запасов заседания
ГКЗ или ЦКЗ МПР РФ по государственной	Внесение изменений в Государственный
экспертизе запасов полезных ископаемых	баланс запасов на 01.01.Следующего после
(секция нефти и газа)	отчетного года

Рис. 1.3. Схема определения и постановки на государственный учет запасов нефти.

Кроме того, часто используется такие характеристики запасов, как «активные» и «трудноизвлекаемые» запасы. По Закону о недрах для разработки трудноизвлекаемых запасов могут применяться льготу по налогу на добычу полезных ископаемых.

«Активными» запасами принято характеризовать запасы, эффективно разрабатываемые при минимальных затратах, с использованием достаточно редких сеток скважин и обычных, стандартных видах техники и технологий эксплуатации. Это запасы маловязких нефтей в высокопроницаемых пластах без водонефтяных зон. К трудноизвлекаемым запасам нефтяных месторождений Урало-Поволжья часто относят следующие категории:

-запасы маловязких нефтей, приуроченные к водонефтяным зонам (в т.ч. остаточные в заводненных зонах);

-запасы маловязких нефтей, приуроченные к коллекторам с ухудшенной проницаемостью;

18

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

-запасы нефти в карбонатных коллекторах;

-запасы высоковязких нефтей.

Таблица 1.1. Проектные показатели выработки запасов нефти для условий месторождений Та-

тарстана

	Тип коллектора и характеристика	Коэф. извл. нефти, д.ед.
	запасов
	Песчаник (глинистость >2%)	0,45
	Песчаник (вязкость нефти >30 мПа.с),	0.331
	то же для вязкости нефти 30-60 мПа.с	0.365
		0.242
	то же для вязкости нефти >60 мПа.с
	Водонефтяные зоны	0.412
	Алевролиты	0.402
	Карбонатный, в т.ч.	0.175
	то же для вязкости нефти до 30 мПа.с	0.199
	то же для вязкости нефти 30-60 мПа.с	0.193
		0.142
	то же для вязкости нефти >60 мПа.с
	Итого по трудноизвлекаемым запасам	0.308
	По активным запасам	0.549
	Итого по ОАО «Татнефть»	0.436

Разработка многопластовых месторождений, выделение объектов

В практике разработки нефтяных месторождений часто встречаются случаи, когда необходимо или возможно разрабатывать одной скважиной более одного объекта. При этом возможны варианты, когда это вызвано технологическими или экономическими причинами - невозможностью или дороговизной бурения новых скважин в этом районе, необходимостью подключения в этой скважине пласта, который нерентабельно эксплуатировать отдельными скважинами и т.д. Таким образом, целью объединения пластов является снижение затрат на вовлечение запасов при строительстве и эксплуатации скважин и обустройстве месторождения.

Рис. 1.4 иллюстрирует пример многовариантности стратегии разработки трех пластов. На практике же число пропластков может достигать сотен.

19

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

1

2

3

Рис. 1.4 Варианты вскрытия пластов многопластового месторождения

Для того чтобы пласты можно было объединять в один объект разработ-

ки, они должны удовлетворять следующим требованиям:

1)геолого-физические параметры объединяемых пластов не должны существенно отличаться, ВНК в плане должны преимущественно совпадать;

2)углеводороды должны находиться в одном фазовом состоянии (пласты с газовой шапкой и без – объединять не рекомендуется);

3)пласты должны работать на сходных режимах. Например, нецелесообразно объединять пласты, один из которых «работает» на режиме растворенного газа, а второй – на упруговодонапорном;

4)физико-химические свойства нефти и газа должны быть близки. Например, пласты с существенно различающимися вязкостями нефти лучше не объединять. Не объединяют также и пласты с резким различием в содержании сероводорода в нефти и т.д.

5)гидродинамический фактор – т.е. должна сохраняться возможность контроля разработки по всем пластам и регулирование процесса разработки;

20

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6) технологические факторы – т.е. существующее оборудование должно обеспечивать возможность эксплуатации нескольких пластов.

Следует сразу заметить, что объединение пластов в один объект, может привести к снижению нефтеотдачи. Это вызвано усложнением контроля и управления выработкой запасов многопластового объекта, а также потерями нефти из-за возможных межпластовых перетоков в скважине при ее остановке.

Схожесть тех или иных параметров достаточно субъективный фактор. Однако существуют методики, основанные на опыте разработки подобных месторождений, которые позволяют избежать грубых ошибок в решении вопроса об объединении пластов в один объект.

При недостаточном объеме информации о пластах принимать решение об их объединении опасно.

Одновременно-раздельная эксплуатация пластов (dual completion)

Регулируемый и контролируемый отбор из 2-х и более пластов требует специальных технических и технологических решений. В первую очередь требуется надежное разобщение пластов пакером, а также обеспечение контроля расхода и забойного давления для каждого из них. В условиях месторождений Урало-Поволжья активно применяются следующие технические решения для разработки двух объектов одной скважиной - одновременнораздельная эксплуатация (ОРЭ). Существуют модификации ОРЭ - одновременно – раздельная добыча (ОРД) и одновременно – раздельная закачка (ОРЗ), а также их сочетание ОРД и З, которое позволяет в одной скважине выполнять задачи и нагнетания и добычи.

Для иллюстрации приводятся схемы следующих процессов ОРД:

1.Добыча нефти без смешения, например, карбоновые и девонские нефти – добыча по двум лифтам (рис. 1.5).

2.Возможность смешения продукции разных пластов – добыча по одному лифту (рис.1.6).

21

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Насос 1

• Установка содержит пакер, разделяющий пласты, две колонны 60 мм НКТ, два штанговых насоса и два станка-качалки. Колонны НКТ в нижней части соединяются «параллельным якорем», а на устье – двухканальной арматурой.

Насос 2	• Продукция каждого из пластов
	может раздельно транспорти-
	роваться до ГЗУ
пакер

эксплуатационная колонна (чаще с диаметром не менее 168 мм)

Рис. 1.5 Установка одновременно-раздельной эксплуатации 2-х объектов

1 – боковой клапан;

2 – цилиндр насоса;

3 – всасывающий клапан;

4 – пакер;

5 – ниппель хвостовиком;

6 – нижний пласт;

7 – верхний пласт;

8 – плунжер насоса;

9 – нагнетательный клапан

а) б)

Рис. 1.6 Схема ОРЭ 2-х объектов при однолифтовой эксплуатации: а) отбор из нижнего пласта; б) отбор из верхнего пласта

22

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Следует отметить, что принцип ОРЭ широко используется в современных, т.н. «интеллектуальных» скважинах. В этом случае обеспечение непрерывного контроля в каждом интервале эксплуатации и технические средства управления притоком и/или нагнетанием в разделенных пластах позволяет управлять раздельно закачкой и отбором по пластам в скважине в текущем режиме (on-line).

23

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Лекция №2

План:

1.Классификация систем разработки.

2.Ввод нефтяного месторождения в разработку.

3.Основные показатели ввода нефтяного месторождения в разработку

Системы разработки классифицируются по следующим признакам:

-наличию или отсутствию искусственного воздействия на пласт (внесения энергии извне);

-системе расстановки скважин на месторождении.

Наличие или отсутствие воздействия на пласт зависит от того, используем ли мы естественные режимы, либо организуем искусственное воздействие (например, заводнение или нагнетание газа).

На естественных режимах используются только добывающие скважины, а месторождение разбуривается либо по треугольной, либо по квадратной сетке (рис. 2.1, 2.2).

Рис. 2.1 Треуголь-	Рис. 2.2 Квадратная
ная сетка	сетка

Если на пласт предполагается воздействие, то различают следующие системы расстановки скважин:

-рядные (рис. 2.3);

-площадные.

24

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рядные системы

элемент симметрии

a

d(l)

Рис. 2.3 Параметры рядной системы

Характеристики рядной системы:

d – расстояние между рядами, d (1) – расстояние от нагнетательного до первого добывающего ряда;

а – расстояние между добывающими скважинами в ряду;

– элемент симметрии;

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин в системах разработки характеризуется параметром w:

w = nн ,

nдоб

где

nдоб - отношение количества нагнетательных скважин к добывающим, nн - отношение количества нагнетательных скважин к добывающим.

25

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts