Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

обводнение скважин и затруднит или вообще не позволит регулировать выработки запасов пласта.

Поэтому в один эксплуатационный объект обычно выделяют пласты с близкими физическими свойствами и одинаковой литологией.

Пространственное расположение залежей в пределах геологической структуры может быть различным вследствие действия тектонических процессов. Это выражается в относительном расположении контуров нефтеносности по залежам, которые могут совпадать в плане или не совпадать (рис. 9.1). Очевидно, что в случае несовпадения контуров нефтеносности в плане объединять залежи нецелесообразно.

Физические свойства пластовой нефти даже в пределах одной залежи могут заметно отличаться. В разных залежах могут содержаться нефти с существенным отличием вязкости и плотности, что потребует применения соответ-

Рис. 9.1. Схема расположения нефтяных залежей 1, 2 в пространстве

131

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ò à á ë è ö à 9.1

Характеристики залежей

	Показатели		Пласты
		1	2	3
	Извлекаемые запасы нефти, млн т	200	50	30
	Проницаемость, 10 12 ì2	0,10	0,15	0,5
	Вязкость нефти, мПа с	20	18	3
	Толщина пласта, м	10	5	8

ствующих технологий извлечения нефти. Поэтому в один эксплуатационный объект целесообразно объединять пласты (залежи), содержащие нефти с близкими физическими свойствами и одинаковым компонентным составом.

Большое значение имеет наличие промышленных запасов нефти.

Рассмотрим гипотетические залежи нефти (табл. 9.1, рис. 9.2). При таких геологических условиях и физиче- ских свойствах нефти можно утверждать, что пласты 1 è 2 следует объединить в один объект, а пласт 3 рассматривать в качестве самостоятельного объекта.

Рис. 9.2. Схема залежей (1, 2, 3) нефти

132

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По отношению к объектам разработки применяют следующие категории:

самостоятельный объект разработки;несамостоятельный объект разработки (пласты

1, 2);

основной объект разработки (пласт 1);

возвратный объект разработки;

частично самостоятельный объект разработки (в добывающих скважинах перфорируют оба пласта, а нагнетательные бурятся отдельно на каждый пласт).

Технологические условия разработки. Существуют многочисленные технологические причины, обусловливающие целесообразность объединения в один объект тех или иных пластов. К техническим факторам относятся характеристики существующего насосного оборудования или самой скважины в плане обеспечения добычных возможностей пласта. Также предполагаемые отборы из пластов могут быть выше технических возможностей средств отбора. Кроме того, пласты могут содержать газовую шапку, иметь различные естественные режимы разработки, поэтому объединение в один объект таких пластов не целесообразно, так как при этом потребуются различные технологии разработки и схемы расстановки скважин на площади месторождения.

Технологические факторы включают комплекс методов по регулированию продвижения фронта вытеснения нефти вытесняющим агентом в отдельных пропластках, реализацию различных технологий нефтеизвлечения для отдельных пластов. Поэтому в случае укрупнения объектов, т.е. включения в один объект нескольких пластов, существенно усложняются условия по управлению разработкой и уменьшается полнота выработки запасов нефти (нефтеотдача).

Резюмируя сказанное, к технологическим условиям выделения эксплуатационных объектов можно отнести следующие:

условия эксплуатации скважин и добычные возможности пластов;

технологии воздействия на пласт (СО2, заводнение, термические методы и т.д.);

фазовое состояние углеводородов;

133

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

условия регулирования охвата воздействием и продвижением фронта вытеснения;

температурный режим пластов.

Особые условия пласта, свойства и состав нефти.

Важное значение при решении вопроса о выделении объектов разработки имеют особые свойства пласта. К ним относятся степень сцементированности породы, наличие или отсутствие трещин в коллекторе. Обычно, терригенные и карбонатные коллекторы в один объект не объединяются.

Физико-химические свойства нефти также играют важную роль, хотя и не всегда определяющую. Так, уникальность компонентного состава добываемой нефти из отдельных пластов может оказаться определяющим фактором для выделения такой залежи в самостоятельный объект (дефицитные топлива, смазки, масла и т.д.). Пласты с существенно различными свойствами (вязкость, плотность) нецелесообразно объединять в один объект. Это также относится к содержанию H2S, парафина, ценных компонентов нефти и других полезных ископаемых.

Экономические условия. Все варианты выделения эксплуатационных объектов оценивают экономическими показателями разработки. Выбор рационального варианта осуществляется с учетом технологических факторов. Таким образом, в эксплуатационный объект обычно объединяются пласты, содержащие промышленные запасы нефти со сходными физико-геологическими и технологическими условиями с учетом экономических факторов.

Приближенная оценка вариантов выбора эксплуатационных объектов может быть выполнена по предложенному В.Д. Лысенко критерию рациональности обоснования выбора эксплуатационных объектов. На стадии проектирования разработки критерий рациональности D записывается в виде:

		1	n
	D		Dj max,	(9.1)
		n
			j 1

ãäå Dj среднее значение критерия для j-го объекта; n число эксплуатационных объектов n N; N число пластов.

134

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

K2

h

ïð

j

ln Kïð

h

Vç2 4

Dj

j

(V2 1),

(9.2)

j 1

Kïð

2

n

Vç2 4

j

N

ãäå

Kïð коэффициент

продуктивности пласта;

V2

ç

усредненная зональная неоднородность отдельного объекта по проницаемости; V2 усредненная неравномерность вы-

теснения нефти водой для отдельного объекта; h средняя эффективная толщина объекта.

		(x2)
V2		ñð	1.	(9.3)
ç		(xñð)2

Указанный критерий основан на принципе обеспечения наибольшего среднего дебита скважины за основной период разработки объекта и достижения заданной нефтеотда- чи пласта.

В другой записи критерий рациональности D имеет вид:

Dj ln kihi			ki2hi	hi j
		1	j		,	(9.4)
	j			2
			kihi j

ãäå ki проницаемость отдельного пласта, включенного в объект разработки; hi толщина i-го пласта.

Рассмотрим следующий пример. Пусть имеется два пласта Ю-I и Ю-II (нефтяное месторождение Каламкас), со следующими свойствами (табл. 9.2).

Ò à á ë è ö à 9.2

Характеристики пластов Ю-I и Ю-II

Характеристики	Þ-I		Þ-II
Средний коэффициент продуктивности	0,5		2,0
Средние эффективные толщины, м	7,4		6,3
V2	2		2
ç
V2		0,5

135

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1-й вариант: пласты Ю-I и Ю-II объединены в один объект.

		0,52		22		7,4	6,3
DI ln 0,5 2 1		7,4		6,3
			0,5 2,0 2

21 22 44 1 0,5 0,723,

2-й вариант пласты Ю-I и Ю-II самостоятельные объекты.

	0,52
D ln0,5 1	7,4 7,4	2	4 (1 0,5) 1,193;
1	0,52	2	4

D2 ln 2 1 1,5 0,193;

DII 21 (D1 D2) 21 (0,193 1,193) 0,5.

Видно, что DII DI, т.е пласты следует разрабатывать как самостоятельные эксплуатационные объекты.

Глава 10

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА, КЛАССИФИКАЦИЯ И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ

Системой разработки нефтяного месторождения называют совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки, последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

136

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Большое количество компонентов, определяющих систему разработки, затрудняет четкую классификацию. Поэтому обычно системы разработки нефтяных месторождений различают по двум основным признакам.

По наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти и из недр:

системы разработки без воздействия на пласт; системы разработки с воздействием на пласт.

По расстановке скважин на месторождении: неравномерная (рядные системы); равномерная (площадные системы).

10.1. ПАРАМЕТРЫ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Любую систему характеризуют следующие основные параметры.

Параметр плотности сетки скважин, рассчитываемый

по следующей формуле
S F ,		(10.1)
c	n

ãäå F площадь нефтеносности; n число скважин. Стандартный дихотометрический ряд плотностей сетки

скважин: 1; 2; 4; 8; 16; 32; 64; 128; и т.д. га/скв. Параметр А.П. Крылова равный отношению извле-

каемых запасов к общему числу скважин на месторождении.

N N .

(10.2)

êð n

Параметр интенсивности системы разработки, равный отношению числа нагнетательных скважин ïí к числу добывающих скважин ïä

ní .

(10.3)

nä

Параметр резервных скважин, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к ос-

137

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

новному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин.

		nð	.	(10.4)
ð		n

Резервные скважины бурятся с целью вовлечения в разработку частей пласта, которые оказались не охваченными дренированием из-за выявленных в процессе эксплуатации геологических особенностей залежи, физиче- ских свойств нефти, неоднородности коллектора. Однако в современных проектных документах параметр резервных скважин, как правило, не предусматривается, так как финансирование всех работ на месторождении осуществляет недропользователь.

Выбор системы разработки зависит от комплекса факторов, а именно:

природно-климатических условий (суша, море, боло-

òà);

размера и конфигурации залежи нефти;

геологических особенностей строения;

неоднородности продуктивных пластов;

физического состояния углеводородов;

наличия ресурсов рабочих агентов;

естественного режима залежей;

свойств нефти.

10.2. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ПРИ ОТСУТСТВИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Это были самые первые системы разработки нефтяных месторождений, когда нефтяная наука только начинала формироваться. Такие системы разработки применяются в случаях, когда не изменяется естественный энергетический баланс залежи, и ее разработка эффективно осуществляется за счет природных источников энергии: естественного активного воздействия законтурных вод, энергии растворенного в нефти газ, а также сил упругости породы и насыщающих ее флюидов, в том числе в законтурной области, или когда применение методов поддержания пластового давления экономически невыгодно. Чаще всего такие

138

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.1. Системы расположения скважин:

à трехточечная; á четырехточечная

системы применяют при разработке залежей на режиме растворенного газа и упругом.

В связи с тем, что энергия пласта (энергия растворенного в нефти газа, упругость пласта, флюидов) распределяется по площади месторождения практически равномерно, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин (рис. 10.1).

Если в процессе разработки залежи возможно перемещение контуров нефте- и газоносности, то скважины располагают на площади вдоль линий контуров (рис. 10.2).

Для указанных условий параметры системы разработки будут следующими.

Параметр сетки скважин будет зависеть от вязкости нефти и проницаемости пласта и может изменяться от 1 2 до 64 га/скв. При этом для высоковязких нефтей обычно применяют очень плотные сетки (1 2 га/скв.), а для ма-

Рис. 10.2 Расположение скважин при перемещающихся водо- и газонефтяных контурах

139

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ловязких более редкие: 24 64 га/скв. Низкопроницаемые пласты, естественно, необходимо разрабатывать более плотными сетками (10 20 га/скв.), чем высокопроницаемые. Причем в трещинных коллекторах плотность сетки скважин может быть очень редкой и составлять 70 100 га/скв.

На высокопродуктивных пластах ряда зарубежных месторождений (Иран, Ирак, Саудовская Аравия, и др.) плотность сетки скважин может составляет 64 128 га/скв.

èболее.

Параметр Крылова зависит от запасов нефти и может достигать миллиона тонн на скважину.

Параметр интенсивности системы разработки для естественных режимов w 0.

Параметр резервных скважин может составлять 0,1 0,2, хотя резервные скважины предусматриваются в основном для систем с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки без воздействия на пласт являлись основными до конца 1940-х гг. В настоящее время такие системы как в России, так и в мире применяются редко и, главным образом, для разработки сравнительно небольших по размерам и запасам залежей с активной законтурной водонапорной системой, содержащих высоковязкие нефти, а также в случаях, когда коллектор представлен низкопроницаемыми глинистыми породами. В количе- ственном отношении эти системы за рубежом применяют чаще, чем в России и, в основном, в странах Ближнего и Среднего Востока, где имеют место трещинные коллекторы и активный напор законтурных вод.

10.3. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТЫ

Для увеличения темпов отбора нефти, степени нефтеизвлечения, поддержания пластового давления и сокращения времени разработки осуществляют воздействие на продуктивные пласты, при котором в залежь закачивают воду, газ или другие агенты. Наибольшее распространение получили системы разработки с заводнением продуктивных пластов. Они стали широко применяться в практике раз-

140