Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.11. Элемент обращенной Рис. 10.12. Элементы обращенсемиточечной системы ной девятиточечной системы раз-

работки:

1 элемент системы; 2 элемент симметрии

К особенностями площадных систем относятся:

жесткость, т.е. строго определяется упорядоченность расположения как добывающих, так и нагнетательных скважин на площади; выбывшую скважину заменяют;

более рассредоточенное (равномерное) воздействие на залежь, что важно при разработке сильно неоднородных по площади пластов,

необходимость применять дополнительных мероприятий для выработки застойных зон (рис. 10.13).

Для выработки застойных зон необходимо бурение дополнительных скважин из числа резервных.

Смешанные и специальные системы заводнения. Помимо рассмотренных, применяются и другие системы раз-

Рис. 10.13. Застойные зоны в

площадной системе разработки:

1 зона, охваченная воздействием закачиваемым агентом; 2 застойная зона, целики нефти; 3 местоположение дополнительных скважин

151

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

работки и схемы расположения скважин, среди них: оча- говое (идея центрального заводнения для Шкаповского месторождение (1956 г.) предложена В.Н. Щелкачевым), реализовано впервые в Башкирии; избирательное (1972 г. авторское свидетельство В.И. Грайфера, В.Д. Лысенко и др.), реализовано впервые в Татарии; барьерное (при разработке нефтегазовых залежей закачка воды ведется в область газонефтяного контакта), смешанное сочетание известных систем используется при разработке гигантских месторождений (типа Ромашкинского).

Первые два вида используются в качестве дополнения к основной системе с целью увеличения коэффициента охвата пласта воздействием.

На некоторых месторождениях Западной Сибири реализовано блочно-квадратное (маятниковое) заводнение для обеспечения возможности изменения направлений фильтрационных потоков в пласте, за счет чего создаются знакопеременные касательные напряжения в системе поровых каналов, способствующие отрыву пластового флюида от стенок коллектора.

Такая система была запроектирована и реализована на Моховой площади Федоровского месторождения в Западной Сибири (рис. 10.14).

Основные положения маятниковой системы заводнения заключаются в следующем:

увеличение расстояния от нагнетательного до первого добывающего ряда способствует увеличению безводного периода первой полосы;

подтягивание фронта воды к нагнетательным скважинам, временно работающим как добывающие через одну;

добывающие скважины работают постоянно;

нагнетательные скважины периодически выключаются, т.е. используется эффект цикличности;

нагнетательные скважины переключаются после установления стационарного режима.

Представляет интерес классификация существующих

систем заводнения нефтяных залежей, предложения Э.М. Бакировым (рис. 10.15). Автор предлагает классифицировать все методы заводнения по основным признакам, выделяя две группы: регулярные и нерегулярные.

152

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.14. Элемент маятниковой системы.

добывающая скважина; нагнетательные скважины: , временно эксплуатирующиеся на нефть; 1-го и 2-го цикла работы;

1-го цикла работы; 2-го цикла работы

К регулярным относятся равномерно рассредоточенные системы (площадные и рядные), а к нерегулярным контурные и избирательные.

Для каждого вида заводнения, согласно исследованиям А.А. Ковалева, можно рассчитать текущую нефтенасыщенность пласта по фактическим данным эксплуатации добывающих скважин (при обводненности продукции 75 %)

	S 1 Sâ0								,
í
			1
ãäå			Sâ0						начальная водонасыщенность пласта;		í ;
											â
				â			; â обводненность продукции.
			1 â
											153

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.15. Классификация методов заводнения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 11

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Различают два типа нефтегазовых залежей: с краевой водой и с подошвенной водой, классификационные признаки которых приведены в табл. 11.1. Они базируются на особенностях геологического строения пластов и специфики их разработки.

Нефтегазовые залежи 1-го и 2-го типов (рис. 11.1) имеют существенные различия, что, отражается на принципах их разработки. В то же время они имеют общую

Ò à á ë è ö à 12.1

Классификационные признаки нефтегазовых залежей

	Классификационный		Залежи
		с краевой водой		с подошвенной во-
	признак
		(1-é òèï)		äîé (2-é òèï)
				Отсутствует
	Наличие чисто нефтяной	Может	присутство-
	çîíû	вать. Нефтенасыщен-
		ная часть пласта за-
		нимает большую пло-
		щадь залежи		Значительная: 20
	Толщина пласта	Обычно	небольшая,
		10 15 ì		160 ì
	Угол наклона пласта	Более 15		Äî 10 15
	Соотношение газо- и во-	Примерное равенство		Площади	ÃÍÇ è
	донасыщенных зон			ВНЗ соизмеримы с
				площадью нефтено-
				сности
	Примеры месторождений	Коробковское;		Самотлор	(группа
		Бахметьевско-Жир-		пластов АВ) Запад-
		новское (Б1) (Волго-		ная Сибирь;
		градская обл.);		Анастасиевско-Тро-
		Калиновско-Новосте-		ицкое (Краснодар-
		пановское (Самар-		ñêèé êðàé);
		ñêàÿ îáë.);		Карадат	(Азербай-
		Бузовны-Маштаги		джанская	Респуб-
		(Азербайджанская		ëèêà);
		Республика);		Рокуэлл-Кент
		Àäåí (ÑØÀ)		(ÑØÀ);
				Магнолия (США)
					155

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 11.1. Схемы нефтегазовых залежей 1-го (à) è 2-ãî (á) типов:

1 газовая шапка; 2 газонефтяная зона; 3 нефтяная зона; 4 водонефтяная зона

проблему это контроль и регулирование положения флюидоразделяющих контактов. Основной принцип разработки нефтегазовых залежей был сформулирован А.В. Афанасьевой и Л.А. Зиновьевой. Он заключается в проведении таких технологических мероприятий, которые обеспечивают неподвижность газонефтяного контакта с целью недопущения поступления нефти в практически сухой коллектор и предотвращения ее безвозвратных потерь.

Преобладание запасов нефти или газа в залежи отражается в ее характеристике преобладающие запасы указываются в конце названия:

нефтегазовая залежь это залежь со значительной газовой шапкой и небольшой нефтяной оторочкой;

газонефтяная залежь это нефтяная залежь с небольшой газовой шапкой.

Следует иметь в виду, что компонентный состав газовой составляющей газовой шапки в большинстве случаев является, по сути, газоконденсатной смесью с характерными для нее свойствами ретроградной конденсацией

промежуточных компонентов (С2 Ñ4).

По содержанию конденсата в газе газовой шапки месторождения подразделяются на следующие:

156

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтегазовые содержание конденсата 150 200 г/м3;

нефтегазоконденсатные содержание конденсата 200 600 г/м3;

нефтегазоконденсатные с высоким содержанием конденсата содержание конденсата более 600 г/м3.

Наличие нефти, газа и воды в одном резервуаре существенно осложняет разработку нефтегазовых месторождений и делает технологически сложным достижение высоких коэффициентов нефтеизвлечения.

Одной из самых серьезных проблем является образование конусов газа, воды или одновременно и газа, и воды. Прорыв в добывающую скважину газа или воды вызывает необходимость перевода такой скважины в другую категорию газодобывающую или водозаборную с последующим возможным переводом под закачку вода.

Вопросами образования и расчета конусообразования

занималось много зарубежных и отечественных уче- ных. Среди них М. Маскет, С. Пирсон, А.И. Чарный, Н.С. Пискунов, П.Б. Садчиков, А.К. Курбанов, В. Козлов, А.П. Телков, Ю.И. Стклянин, С.Н. Закиров, А.В. Королев и др. Столь большой интерес к этой проблеме указывает как на наличие самой проблемы, так и сложность ее решения.

Известно, что большинство нефтяных залежей Западной Сибири полностью или частично подстилаются водой, имеет место и образование подошвенной воды за счет ее прорыва по подошвенной части продуктивных пластов (пласт АВ4 Самотлорского месторождения).

Более 150 разрабатываемых в настоящее время газонефтяных месторождений характеризуются высокой степенью обводнения добываемой продукции, что приближает наступление периода нерентабельной эксплуатации (с уче- том, естественно, цены на нефть чем она выше, тем более отдаляется срок окончания разработки залежи). Среди них Самотлорское месторождение, Федоровское, Суторминское, Талинское, Урьевское, Варьеганское и др.

Прорывы воды в добывающие скважины ведет к тому, что расформировываются запроектированные зоны стягивания фронтов, образуются целики нефти, резко возрастают темпы обводнения добываемой продукции.

157

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Все это ведет к захоронению значительных открытых запасов нефти.

Рассмотрим принципиальную схему распространения линий тока при образовании конусов воды в залежах с подошвенной и краевой водой (рис. 11.2). Вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия на некотором от нее расстоянии происходит искривление линий тока как в первом, так и во втором случаях. Это в свою оче- редь вызывает появление вертикальной составляющей скорости.

В залежах с подошвенной водой вследствие более высокого давления в водонасыщенной части ðïë и пониженного давления на забое (ðñ ðïë) граница раздела начинает испытывать значительный перепад давления. Линии тока будут ортогональными границе раздела нефть вода и направлены вверх. На уровне вскрытой толщины они начинают отклоняться вследствие продвижения ВНК и образования вертикальной составляющей vâ скорости с образованием конуса воды.

Таким образом, в залежах с подошвенной водой причи- ной образования конуса воды является вертикальная составляющая скорости ВНК. Самая высокая вертикальная скорость будет по оси скважины.

Когда подошвенная вода неактивна, и вытеснение нефти осуществляется краевой водой, то процесс фильтрации

Рис. 11.2. Схема линий тока к несовершенной по степени вскрытия

скважине в залежи нефти с подошвенной (à) и краевой водой (á): vâ, vã вертикальная и горизонтальная составляющие скорости v; ðñ забойное давление в скважине; Ì произвольная точка

158

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пластовых флюидов на некотором расстоянии от несовершенной скважины можно считать плоскопараллельным, а вблизи скважины он будет пространственным с искривлением линий тока. В результате искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости перемещения ВНК, что ведет как и первом случае к образованию конуса воды.

В случае наличия газовых шапок образование газового конуса происходит вследствие неустойчивости ГНК из-за неоднородности пласта по проницаемости, существенным различием в плотностях (почти на два порядка) и в вязкости пластовых флюидов.

11.1. УПРОЩЕННАЯ ТЕОРИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОВОГО КОНУСА

Рассмотрим схему расчета безгазового дебита несовершенной скважины, эксплуатирующей нефтегазовую залежь (рис. 11.3).

Элементарный приток нефти в скважину через т. À равен

qc 2 r h k p .

í r

Давление в т. А равно:

ðA(r, z) ðê ã hê h(r) í h(r) Z ,

(11.1)

(11.2)

ãäå ã, í удельный вес газа и нефти в пластовых условиях соответственно.

Продифференцируем уравнение (11.2) по радиусу и получим:

p h ,		(11.3)
r	r

ãäå í ã.

После подстановки (11.3) в (11.1) и при h 0, qc0, можно записать:

dq 2 r	k	dh h .	(11.4)
c	í	r
			159

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 11.3. Схема расчета безгазового дебита скважины в нефтегазо-

вой залежи:

hê нефтенасыщенная толщина пласта на контуре нефтеносности; Rê условный контур питания; hr высота столба нефти на расстоянии r от скважины; I I некоторое сечение пласта на расстоянии r от скважины; т. À произвольная точка в районе прискважинной нефтенасыщенной зоне пласта

	После выполнения интегрирования по dr
q 2 rk			h h .	(11.5)
c		í	r
	Интегрируем уравнение (11.5) при следующих гранич-
ных условиях:
h hr ïðè r Rê; h hñ ïðè r rñ.				(11.6)

В результате получаем окончательную формулу для расчета предельного безгазового дебита скважины т.е. та-

160