32. Особенности разработки нефтяных месторождений
Нефтяные залежи разрабатывают с применением законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнений. Решение о применении ППД принимают по данным пробной эксплуатации скв-н и уточнения режима залежи.
1.Водонапорный режим применяют законтурное заводнение т к высокая прониц-ть и хорошая гидродинамическая связь залежи с законтурной водоносной зоной. Нагнет-ые скв-ны располагают за внешним контуром на расстоянии до 500м.
2.Упруговодонапорный режим, при котором высокая прониц-ть продуктивных отложений, но затруднена гидродинамическая связь с водоносной зоной, тогда применяют приконтурное заводнение. Нагнет-ые скв-ны размещают в ВНЗ на минимальном расстоянии от внешнего контура.
3.Внутриконтурное заводнение рекомендуют при высокой неоднородности продуктивных отложений или высокой вязкости нефти. Чаще всего применяют блоковое заводнение, когда между разрезающими рядами нагнет-ых скв-н в зависимости от прониц-ти бурят от 3 до 5 рядов добыв-их скв-н. На практике часто первые нагнет-ые скв-ны бурят на участках с повышенной проницаемостью и их эксплуатируют как добыв-ие до высокой обводненности, а после переводят под нагнет-ые, т е происходит естественное разрезание м/р-ия на блоки. На 3 и 4 стадиях разработки на основе анализа разработки и детального изучения геол-ого строения м/р-ия могут производить трансформацию системы заводнения, т е на участках с невыработанными запасами применять очаговое, площадное и другие виды заводнения.
Некоторые м/р-ия разрабатывают на природных режимах. Этот вывод делают при внедрении проекта пробной эксплуатации на основании закономерности снижения Рпл от добычи нефти в указанные в регламенте периоды разработки. Если в эти периоды Рпл не снижается ниже Рнас, то м/р-ие разрабатывают на природном режиме. Существуют следующие системы разработки:
1) С использованием напора краевых или контурных вод
Добыв-ие скв-ны располагают кольцевыми рядами в пределах внутреннего контура нефтеносности. При разработке залежи происходит стягивание контуров нефтеносности, т е размеры ВНЗ уменьшаются. В начале будут обводняться и выводиться из эксплуатации добыв-ие скв-ны первого внешнего ряда, затем последующих рядов. Их залежь будет уменьшаться равномерно со всех сторон. Для регулирования разработки отбирают пробы нефти и определяют процент воды и строят карты обводненности на различные даты. Сравнение карт во времени позволяет определять направление и скорость движения пластовых вод. Для того чтобы исключить прорыв пластовых вод через площадь м/р-ия часть добыв-их скв-н выводят из эксплуатации или уменьшают дебиты для обеспечения равномерной выработки залежи.
2)С использованием напора подошвенных вод
Эту систему используют при разработке массивных или водоплавающих залежей. Добыв-ие скв-ны располагают по сетке сгущающиеся в своде структуры. Если проницаемость продуктивных отложений высокая, а μН≤1-2мПа*с, то в добыв-их скв-ах перфорируют кровельную часть продуктивного пласта. За счет высокой подвижности нефти, она будет поступать в интервалы перфорации. Если μН повышенная или продуктивные отложения неоднородные по проницаемости, то проводят последовательную перфорацию. Число переносов перфорации зависит от проницаемости и от мощности продуктивных отложений. Продвижение текущего ВНК определяют с помощью ГИС.
3)С использованием режима растворенного в нефти газа.
Эту систему применяют когда залежи приурочены к линзам либо являются тектонически, литологически, стратиграфически экранированы при отсутствии или слабом напоре пластовых вод. Залежь разбуривается по равномерной треугольной или квадратной сетке добыв-их скв-н. Во всех скв-ах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта. Дебиты скв-н устанавливают примерно одинаковые с низким Гф, что обеспечивает эффектное использование энергии растворенного газа.
4)С использованием напора пластовых вод и энергией газовой шапки.
Применяют когда большой объем газа в газовой шапке. В добыв-их скв-ах перфорируют среднюю нефтенасыщ-ую часть пласта со значительным отступлением от контакта. Скв-ну эксплуатариую с низким Гф. Если создавать большую депрессию, то Гф будет высоким и это приведет к потере энергии газовой шапки, а активизация воды может переместить остаточные запасы нефти в газовую шапку откуда ее извлечь очень трудно, т к нефть будет занимать другой объем по сравнению с газом.
5)С использованием напора пластовых вод при неподвижном ВНК
Используют когда объем газа по сравнению с объемом нефти незначителен. Нефть будет вытесняться только за счет напора воды при неизменном объеме газа в газовой шапке. В связи с этим скв-ны эксплуатируют с низким Гф, а для регулирования Рпл в нефтяной и газовой частях залежи допускается на последних стадиях разработки частичный отбор газа из газовой шапки.
33)Особенности разраб-ки газонефтяных и нефтегаз-ых мест-ий.1)При большом объеме газовой шапке их могут разрабатывать без ППД,когда одновременно используют напор газа и пласт-х вод. Конечный коэффициент нефтеотдачи при этом зависит: а)от соотношения объемов газа и нефтенасыщ-й части пласта.Чем больше объем,тем больше КИН. б)от коллекторских св-в и неоднородности пласта.Чем ниже неоднородность пласта и выше прониц-ть,тем больше КИН. в)от соотношения µн и пластовой воды.Чем меньше это соотношение,тем больше КИН. г)от углов падения пласта.Чем меньше углы,тем больше КИН. д)от ограничения депрессий и ГФ.Чем больше ГФ,тем меньше КИН. 2)С законтурным заводнением,когда размеры газовой шапки незначительны,коллекторские св-ва высокие,а µн повышена.Нагнет-е скв-ны распологают за внешним контуром. 3)Барьерное заводнение.При большом объеме газа в газовой шапке нагнет-ые скв-ны бурят в пределах внутр. контура газоносности.Барьер закачиваемой воды будет отделять газовую часть залежи от нефтяной.Это позволяет одновременно добывать и г. и н..Барьерное заводнение применяют когда проницаемость по напластованию больше,чем крест напластования,когда отсутствуют тектонич. нарушения,а углы падения незначительны.