Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 8 ВВОД МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РАЗРАБОТКУ

Темп разработки месторождения определяется количе- ством вводимых в работу элементов. В свою очередь каждый из вводимых элементов работает по своему закону. Представляет интерес определение динамики показателей разработки месторождения с учетом темпа ввода элементов в разработку.

Допустим, что элементы, вводимые в разработку, имеют извлекаемые запасы Ný и число скважин ný.

Тогда параметр А.П. Крылова для одного элемента будет равен

N Ný .

(8.1)

ý êð	ný

За время вводится ný элементов со скоростью их ввода в разработку

( )	ný	.		(8.2)
Извлекаемые запасы из вводимых элементов составят
Ný Ný ný			Ný ( ) .	(8.3)

Для рассматриваемого момента времени темп разработки одного элемента можно определить как

z( ) q ( )

1

.

(8.4)

íý Ný

Тогда дебит всех ný элементов, вступающих в разработку в течении времени , к некоторому времени t составит: суммарные запасы элементов, умноженные на темп разработки каждого элемента в зависимости от времени вступления его в разработку

qí Ný zý (t ).	(8.5)
	121

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

С другой стороны

Ný Ný ( ) .

После преобразований получаем:

qí Ný zý (t ) Ný ( )zý (t ) . При 0 имеем

t	t
qí (t) Ný ( )zý (t )d Ný Ný ( )zý (t )d .		(8.6)
0	0

Данная формула служит для определения добычи нефти из месторождения при любом заданном темпе разработки отдельного элемента zý( )( 0; t) c любой скоростью ввода элементов в разработку ( ). Зададим темп разработки в виде, показанном на рис. 8.1.

Из представленной схемы видно, что zý(t) zýî ïðè tt 0, t время безводной эксплуатации, t1 время окончания разработки при t t .

Изменение темпа разработки в водный период описывается уравнением:

zý (t) zýî e a(t t ),

при постоянной скорости ввода элементов в разработку

ý( ) 0 const.

Тогда для стадии I, т.е. при t t 0, годовая добыча нефти составит

t
qíI(t) Ný 0zýîd Ný 0zýît.	(8.7)
0

Рис. 8.1. Динамика темпа разработки отдельного элемента

122

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В стадии II добыча нефти еще продолжает увеличиваться, но с заметно меньшим темпом. Это происходит вследствие того, что из части элементов вследствие их обводнения добывается гораздо меньше нефти, но включение элементов еще продолжается с тем же темпом, что и раньше.

Поэтому в стадии II при t t к некоторой постоянной величине qí1(t) необходимо добавить добычу нефти из обводнившихся элементов, т.е.

t

qíII(t) Ný 0zýît Ný 0 zýî e a(t )d t

Ný 0zýî t a1 [1 e a(t t )] ;

Qí(t)II qí(t)dt

Ný zýî 0 t (t t )

1

(t t )

a

1

a(t t )

[e

1] .

a2

Для определения величины a запишем

z(t)dt 1;

0

t

zýî dt zýî e a(t t )dt 1.

0

t

Получим:

z t

zýî

1,

ýî

à

откуда a

zýî

.

1

z

t

ýî

(8.8)

(8.9)

Для стадии III при t1 t t t1 все элементы, вступившие в работу при t1 t t t1, находятся на стадии падающей добычи, тогда:

123

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

qíIII(t) Ný 0zýî t a1 [1 e a(t t )] Ný 0zýî(t t1)

Ný 0zýî t t1 t

1

[1 e a(t t )] ;

(8.10)

a

Q

N z

2

2

t t1

(t t )(t t ) t

t1

í(t)III

ý

0 ýî

1

1

2

a

1

[e a(t t

) e a(t t

)] .

(8.11)

a2

Для стадии IV при t t1

t

1

a(t

t )

t

a(t )

qíIV (t) Ný 0zýî

1 e

e

d

à

t t

1

N

z

1

[e

a(t t t )

e

a(t t )

].

(8.12)

1

ý

0 ýî à

Очевидно, что при t qí 0, накопленная добыча

составит:

Ný 0zýî

t

[e a(t t1 t ) e a(t t )]dt

Q

í(t)IV

a

t t

Ný 0zýî

[1 e a(t t1 t ) e at1

e a(t t )] .

(8.13)

a2

При решении практических задач задают либо темп ввода элементов, либо скорость разбуривания месторождения. Поэтому следует иметь ввиду, что

dndt 0,

где число добывающих скважин в бурении в элементе на образование одного элемента; 0 скорость ввода элементов в разработку.

124

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для пятиточечного элемента 2 две добывающие скважины на одну нагнетательную, затем одна на одну.

Для семиточечного элемента 3 (одна нагнетательная на три добывающие).

Для трехрядной системы 4 (одна нагнетательная на две добывающие).

Ïðè t t1 t ; è t

Qí(t)IV Ný 0zýî (1 e at1).

a2

Подставляя значения полученных слагаемых, имеем:

N QíI(t ) QíII(t1) QíIII(t1 t ) QíIV ( );

N Ný 0zýît1 t a1 .

Проведем расчет добычи нефти из месторождения по стадиям при задании темпа разработки. Пусть темп разработки описывается уравнением Л.С. Лейбензона

qí(t) q0e at.

При этом скорость ввода элементов в разработку 0 const,

àt конец разбуривания залежи, т.е. 0 t t Для стадии I будем иметь:

	t						t
QíI	q0 e a(t ) 0 d q0 0e at ea d
	0						0
q		e at	eat 1		q	0	(1 e at);
	0				0
0			a		a
для стадии II:
		t
QíII		qí(t ) ( )d q0 0 e at						(e at	1)
		0					a

q0a 0 [e a(t t ) e at)];

125

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

для стадии III:

QíIII q0a 0 [e a(t t ) e at] q0a 0 e a(t t )(e at e at )

q0a 0 [e a(t t ) e at e at e at].

Анализ приведенных формул показывает, что наибольшая добыча будет равна:

Qí max(t) q0a 0 (1 eat ).

Характеристика стадий разработки терригенных и карбонатных коллекторов Урало-Поволжья и Оренбургской области при заводнении представлена в табл. 8.1.

Представленные данные показывают, что основной срок разработки терригенных коллекторов продолжительнее примерно на 18 20 % по сравнению с карбонатными залежами при близких темпах разработки. Однако отбор извлекаемых запасов за этот срок из месторождений с карбонатными коллекторами несколько выше, чем у терригенных, хотя по абсолютной величине извлекаемые запасы нефти в карбонатных меньше, чем у терригенных.

Ò à á ë è ö à 8.1

Показатели разработки 50-ти месторождений в терригенных

è12-òè в карбонатных коллекторах (Урало-Поволжье

èОренбургская обл.)

	Показатели разработки			Стадии
			I	II	III	IV
	Продолжительность,		6,8	4,7	9,6	20
	ãîäû		5,3	7,8	4,8	8
	Темп разработки, %	îò	3,4	6,9	3,9	0,7
	извлекаемых запасов		3,8	6,4	3,5	1,6
	Извлечение нефти	çà	17,4	25,8	35,2	20
	стадию, % от извлекае-		20	50	17	13
	мых запасов
	Обводненность к концу		6,9	25,8	72,5	98,0
	стадии		6,3	41,7	74,1	90
	Нефтеотдача к концу		0,10 0,12	0,2 0,3	0,4 0,5	0,5 0,7
	стадии, %		0,05 0,14	0,21 0,41	0,29 0,48	0,42 0,5
	126

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Заметно отличным является темп нарастания обводненности у карбонатных он выше и к концу второй стадии почти в 2 раза. К концу третьей стадии обводненность по- чти одинаковая.

Âработах И.Г. Пермякова на основе анализа показателей разработки Туймазинского месторождения сделан вывод о целесообразности применения площадных систем с самого начала разработки месторождения и показано, что конечная нефтеотдача пласта при заводнении зависит от расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами (рис. 8.2).

При этом скорость фильтрации должна составлять более 7 м/год.

Выводы И.Г. Пермякова.

1. Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами должны быть 800 1000 м при этом нефтеотдача может достигать 65 70 %.

2. С увеличением расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами нефтеотдача снижается.

3. Для достижения наибольшей нефтеотдачи необходимо обеспечивать такой градиент давления в пласте, при котором скорость фильтрации будет более 7 м/год.

4. Разработку месторождения целесообразно начинать сразу с площадных систем заводнения. При этом семито- чечные системы обеспечивают плотность сетки скважин 41,5 га/скв., а девятиточечные 32 га/скв., что в 2,6 и 2,0 раза требуют меньше скважин, чем при линейных системах с той же плотностью.

При этом исключаются застойные зоны, увеличивается скорость фильтрации, обеспечивается полный охват пласта процессом вытеснения.

Âэксплуатацию каждое

месторождение вводится согласно утвержденному проектному документу и варианту разработки. Проектная

Рис. 8.2. Зависимость нефтеотдачи от расстояния между негнетательной и добывающей скважинами

127

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

документация до утверждения пользователем недр подлежит согласованию с комиссией Федерального агентства по недропользованию или его соответствующим территориальным органом.

По каждому месторождению углеводородного сырья создаются следующие проектные документы:

проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины;

проект пробной эксплуатации единичных разведочных скважин;

проект пробной эксплуатации месторождения (зале-

æè);

технологическая схема опытно-промышленной разработки (залежей или участков залежей);

технологическая схема разработки месторождения;

технологический проект разработки месторождения. Процедура проектирования разработки месторожде-

ния выполняется в несколько этапов, к которым относятся:

создание адресной геологической модели залежи; выделение эксплуатационных объектов; создание математической модели резервуара с соблюде-

нием ранее утвержденных запасов; построение математической фильтрационной модели

продуктивного пласта; адаптация модели по истории разработки (введение мо-

дифицированных фазовых проницаемостей, варьирование

Sîñò, hýô, Ê);

обоснование расчетных вариантов, отличающихся системой разработки, методом воздействия, сеткой скважин, воздействием на прискважинную зону пласта;

расчеты выбора системы разработки в том числе по характерным фрагментам залежи;

расчеты при различных плотностях сетки скважин для выбранной системы разработки и выбор рациональной плотности сетки на основе технико-экономических расче- тов;

расчеты выбранной системы разработки для пласта в целом и сетки скважин на утвержденные запасы;

выбор варианта по максимальной экономической эффективности;

128

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

обоснование объемов добычи нефти, газа и жидкости и плана буровых работ.

Критерий рациональности системы разработки состоит из двух частей:

Ç (Í + Ý),

(8.14)

где Н дисконтированные налоги для государства на сумму реализации нефти; Э дисконтированная экономи- ческая эффективность (суммарная прибыль предприятия).

Указанный критерий предполагает максимум экономи- ческой эффективности и интегрально учитывает все существенные геологические, гидродинамические, технологиче- ские и экономические составляющие процесса разработки. Рост цены нефти ведет к увеличению нефтеотдачи, так как снижается предельно рентабельный дебит скважин.

Глава 9

ОБЪЕКТЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Нефтяное, нефтегазовое и нефтегазоконденсатное месторождение это локализованное скопление углеводородов, приуроченное к одной или нескольким геологическим структурам, либо к системе локальных структур.

Само название «месторождение» не является точным определением, так как образование углеводородов происходило в другом месте, а их скопление в определенных местах в процессе миграции обусловлено геологическими факторами наличием изолированной ловушки. Каждая отдельная ловушка с нефтью это залежь нефти.

Вследствие сложности процессов генезиса, осадконакопления и миграции флюидов, также тектонической деятельности места скопления углеводородов это совокупность пластов. Физические свойства горных пород, слагающих каждый пласт в отдельности, глубины их залегания в пределах одного месторождения, а также свойства пла-

129

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

стовых нефтей обычно различны. Естественно возникает проблема выработки запасов нефти из всех пластов. Извлечение нефти из пластов осуществляется с помощью скважин. Каким образом подходить к вопросу разработки каждой залежи? Разбуривать ли ее своей индивидуальной системой скважин, либо разрабатывать все залежи одной, единой сеткой скважин или осуществлять промежуточный вариант объединить несколько пластов вместе для совместной разработки? Это очень ответственный вопрос, который требует решения в начале работ по проектировантию разработки месторождения, так как для выработки отдельных залежей могут потребоваться различные технологии. В этой связи вводится понятие об объекте разработки. Основными признаками эксплуатационного объекта разработки являются промышленные запасы, своя сетка скважин, единая технология разработки. На одном месторождении выделяются от одного до нескольких эксплуатационных объектов разработки.

Выделение эксплуатационных объектов на конкретном месторождения зависит от комплекса факторов: геологофизических свойств самого пласта, насыщающих его углеводородов и геологических особенностей структуры. При этом учитывают:

геолого-физические условия формирования месторождения;

технологические условия разработки;

особые условия пласта и специфичность свойств пластовых флюидов;

экономические условия.

Геолого-физические условия месторождения. Продуктивные разности в пределах даже одного пласта имеют различные свойства, поэтому свойства отдельных пластов могут сильно различаться. Объединение в один объект пластов с явно выраженными различиями их физических свойств и запасов, очевидно, не позволит достичь равномерной выработки запасов нефти из каждого пласта в отдельности. Кроме того, учитывая интенсивный характер разработки вследствие заводнения пластов, различие физических свойств приведет к опережающему продвижению фронта вытеснения по наиболее проницаемым разностям и пластам и отставание по низкопроницаемым. Это вызовет

130