процессы разработки нефтяных месторождений

- Однорядная система (w1	≈ 1	≈1)
	1
		– равенство приближенное, так как могут
		быть геологические особенности, которые не
		позволят построить количество скважин,
		дающих точное отношение.

- Трехрядная система (w3	≈	1		2	) – для различного числа скважин в поло-
	3		3

сах, включая внешние добывающие. На рис. 2.2 в трех полосах между

двумя нагнетательными рядами – 3 ряда добывающих w3 = 2 .

3

Рис. 2.2 Параметры трехрядной системы

- Пятирядная система – встречается реже (w ≈	1		2	) – в зависимости от
5	5	5

числа скважин в полосах, включая внешние добывающие. Между двумя рядами нагнетательных – 5 рядов добывающих. На рис. 2.3 в трех полосах

между двумя нагнетательными рядами – 5 рядов добывающих w5 = 2 :

5

Рис. 2.3 Параметры пятирядной системы

Следует отметить, что рядные системы бывают только с нечетным числом добывающих рядов, центральный ряд называется «стягивающим». Это объясняется тем, что запасы нефти не должны оказаться без воздействия между рядами при четном их числе. При развитии систем рядная может переходить в площадную (например, рис. 2.4, 2.5), но никогда наоборот.

26

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

Площадные системы

- Пятиточечная (w = 1 =1)

1

– Принципиальное отличие от рядных – строгое равенство в числе добывающих скважин по отношению к нагнетательной.

- Семиточечная (w = 1 )

2

элемент симметрии

- Девятиточечная (w = 1 )

3

27

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

							– ãðàí èöà ï ëî ù àäåé ;
							– ãðàí èöà áëî êî â;
							1, 2 – í î ì åðà áëî êî â;
							– до п о лн ительн о е разрезан ие;
							– п о п еречн о е разрезан ие;
							– избирательн о е заво дн ен ие;
. . . .							– î ÷àãî âî å çàâî äí åí èå
					Ï ëî ù àäè:
1				– Абдрахм ан о вская;
2				– Ю -Ро м аш кин ская; 3 – З-Лен ин о го рская;
4				– Зай-Каратайская; 5 – Куакбаш ская;
6				– М ин н ибаевская; 7 – Альм етьевская;
8				– С-Альм етьевская; 9 – Березо вская;
10					– В-Сулеевская; 11 – Алькеевская;
12					– Чиш м ин ская; 13 – Таш лиярская;
14					– Сарм ан о вская; 15 – Азн акаевская;
16					– Карам алин ская; 17 – П авло вская;
18					– Зелен о го рская; 19 – В-Лен ин о го рская;
20					– Хо лм о вская; 21 – Ю жн ая

Рис. 2.4 Этапы совершенствования системы заводнения Ромашкинского ме-

сторождения

28

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

- 1

- 2 - 3

- 4

Рис. 2.5 Этапы развития системы заводнения на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения:

1 – ряды добывающих скважин;

2 – начальные ряды нагнетания;

3 – дополнительное разрезание на блоки;

4 – дополнительные очаги нагнетания

Системы бывают жесткие и нежесткие.

Рядные системы – нежесткие. Это означает, что при отключении одной или нескольких скважин в ряду не происходит принципиального изменения фильтрационных потоков.

29

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

Площадные системы – жесткие.

В России большинство месторождений имеют рядную систему, а в США, наоборот, преобладают системы площадные. Площадными системами легче регулировать выработку, легче анализировать эффективность воздействия на скважины элемента или на весь элемент с применением МУН и ОПЗ.

Плотность сетки скважин (griding)

Sc = S , [га/скв], [м2/скв], [акр/скв],

n

где S – площадь нефтеносности объекта разработки; n – общее количество скважин на объекте, то есть:

n = nнаг + nдоб .

Таким образом, плотность сетки указывает на то, какая площадь приходится на одну скважину, например, 60 га/скв.

Параметр «плотность сетки» не самый информативный, так как в реальности плотность скважин может быть неравномерная из-за неоднородности характеристик объекта или требований поверхностного обустройства (рис. 2.6).

Рис. 2.6. Пример неравномерной сетки скважин

Плотность сетки (система расстановки):

1.Равномерная по площади, т.е. на каждую скважину приходится одна и та же площадь. Но нефтяные месторождения чаще всего неоднородны по геолого-физическим характеристикам, поэтому чаще используют различные величины плотности сетки по площади.

30

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

2. Равномерная по запасам, т.е. на каждую скважину приходится одно и то же количество извлекаемых запасов. Поэтому скважины будут выходить из разработки примерно одновременно.

Необходимо учитывать различные параметры при выборе величины сетки. Например, чем ниже проницаемость, выше вязкость нефти, тем плотнее должна быть сетка.

Примечание: 1 га = 104 м2. Если сетка равномерная по площади и Sc=25 га/скв, то расстояние между скважинами 500 м.

Рекомендуемые величины сетки скважин

1-2 га/скв	При µ > 1000 мПа.с
10-20 га/скв	В низкопроницаемых коллекторах 0,01 мкм2
25-64 га/скв	Для обычных коллекторов и для глубокозалегающих ме-
	сторождений (h > 3500-4000 м)
70 га/скв и более	Для высокопроницаемых и трещинных коллекторов

При проектировании новых скважин на разрабатываемых объектах при сложившихся на сегодня экономических условиях принимаются следующие величины остаточных запасов на скважину:

-Урало-Поволжье – 20-40 тыс.т./скв;

-Западная Сибирь – > 100 тыс.т./скв;

-США – 10-12 тыс.т./скв.

Стадии разработки нефтяного месторождения

На рис. 2.7 представлены классическая последовательность и динамика следующих основных стадий разработки:

I этап – этап разбуривания и ввода нефтяного месторождения в разработку.

31

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

На этом этапе строится инфраструктура промысла: система сбора, подготовки, хранения продукции и т.д. На этом этапе самые большие капитальные вложения.

Qн

I	II	III	IV

t

Рис. 2.7 Стадии разработки нефтяного месторождения (Qн – объемы годовой добычи, t –

время)

II этап – выход месторождения на максимальную постоянную добычу (плато). Это самая продуктивная часть периода разработки месторождения. Незначительные затраты, максимальная выручка.

III этап – резкое падение добычи и рост обводненности продукции. Падение рентабельности добычи.

IV этап – этап плавного снижения добычи нефти или ее стабилизации за счет применения МУН. Продолжительность этого этапа чаще всего превышает продолжительность всех трех предыдущих вместе взятых. Добыча может быть даже сопоставима с добычей всех предыдущих этапов (Ромашкинское месторождение). Рентабельность часто минимальна, требуются налоговые стимулы для продолжения разработки. Например, введение льгот по НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) на выработанные месторождения (см. последний раздел).

32

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

Основные показатели ввода нефтяного месторождения в разработку

Темп ввода скважин (элементов) в разработку:

ω(τ ) = τn ,

где Δn – количество элементов. Например, два элемента в год.

Темп в большей степени зависит от финансовых ресурсов компании. На шельфовых месторождениях темп ограничен технологическими возможностями платформы.

Темп разработки элемента

zэ	=	qн	, т.е. темп разработки – это отношение текущей добычи нефти к из-
		Nизв.э

влекаемым запасам этого элемента. В зависимости от стратегии разработки можно выбрать различные варианты динамики темпа разработки (рис. 2.8).

zэ

«Полка» характеризует возможность постоянной добычи

t

Рис. 2.8 Динамика темпа разработки

Экспоненциальная модель дебита скважины

qн

qlim

Qбезв

Qк

Qнак

Рис. 2.9 Динамика текущего дебита скважины qн по нефти в функции от накопленного дебита по нефти Qнак:

33

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

qlim – предельный рентабельный дебит скважины;

Qбезв – накопленный безводный дебит скважины;

Qк – предельный рентабельный накопленный дебит скважины

На рис. 2.9 можно выделить два этапа:

1)безводный период до Qбезв (скважина дает чистую нефть);

2)период обводненной продукции до Qк (или период безводной падающей добычи).

Подходы и правила разбуривания месторождения

Стратегия разбуривания нефтяного месторождения должна обеспечить равномерную выработку запасов и достижение расчетной величины нефтеотдачи.

Для этого:

1)осуществляется разбуривание и ввод в разработку отдельных эксплуатационных объектов или их участков для обеспечения равномерного охвата пласта воздействием;

2)в соответствии с требованиями охраны недр не допускается опережающая выработка наиболее продуктивных пластов (т.н. выборочная отработка);

3)осуществляется соответственный ввод добывающих и нагнетательных скважин (при проектировании систем поддержания пластового давления).

Порядок разбуривания

Лучше всего, если на основе детальной 3D геологической модели можно сразу выбрать направление разбуривания и реализовать запланированную

34

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

сетку скважин. Но на практике месторождения чаще бурились по редкой сетке с последующим её уплотнением. Например, на Самотлорском месторждении до сих пор не реализована запланированная сетка. Это приводит к большой неравномерности выработки пластов. Используется

Ползущая сетка – это стратегия, при которой месторождение разрабатывается от периферии к центру. Чаще используется при разработке крупных месторождений, при этом уточняется геологическая модель.

Мгновенное разбуривание – это когда вся проектная сетка скважин бурится за очень короткий промежуток времени (хорошо и реально для мелких месторождений).

35

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