Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 1.2. Показатели разработки

для различных режимов:

à упругий; á растворенного газа; â газонапорный

Рис. 1.3. Зависимость нефтеотдачи, определенной для 25 залежей

Урало-Поволжья, от относительного снижения пластового давления

ниже давления насыщения:

1 коэффициент песчанистости 0,3 0,5; коэффициент проницаемости k 0,15 0,4 ìêì2; 2 коэффициент песчанистости 0,5 0,73; коэффициент проницаемости k 0,4 0,8 ìêì2

Имеется ряд зависимостей, напримерîõâ à exp( bSc);

îõâ àbSc,

ãäå à è b коэффициенты, Sc плотность сетки скважин.

Рис. 1.4. Зависимость нефтеотда- чи пластов от плотности сетки

Sñ по данным 23 месторождений Урало-Поволжья с относительным

отбором нефти: Vîòá 0,5Vïîð (1) è Vîòá 0,75Vïîð (2)

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.2. ПРИНЦИП ИЗБИРАТЕЛЬНОСТИ ЗАВОДНЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Режим закачки воды в пласт (заводнение) является искусственным режимом.

Выбор системы заводнения осуществляют по определенному плану.

Исследования ВНИИнефти по анализу эффективности применения метода заводнения на более чем 50-ти месторождениях Урало-Поволжья с использованием метода многофакторного корреляционного анализа показали, что внутриконтурное заводнение улучшает текущие показатели разработки залежей и повышает конечную нефтеотдачу не менее чем на 50 % по сравнению с законтурным заводнением (табл. 1.2).

При внутриконтурном заводнении используют блоковые системы расстановки скважин. Их целесообразно применять при ширине залежи более 4 5 км. Если пласты слабопроницаемые, то ширина залежи может быть и меньше. И в этой связи представляет интерес сопоставление принципов разработки нефтяных месторождений в России и в США (табл. 1.3). Отечественный подход ориентирован на интенсивные системы разработки практически с самого начала ввода месторождения в эксплуатацию, в то время

Ò à á ë è ö à 1.2

Масштабы применения различных систем заводнения

		Âíóò-	Избира-	Комбиниро-
	Закон-		тельная,	ванная (закон-
Показатели		рикон-
	турная	турная	площад-	турная, внут-
			íàÿ	риконтурная)
Число месторождений, %	4	50	18	28
Добыча нефти, %	3,0	70	9	18
Объем закачки воды, %	8	58	9	25
Среднее отношение до-	4,7	4,65	5	5,4
бывающих и нагнета-
тельных скважин	1 7	4 12	5 10	1,5 10
Максимальный темп раз-
работки, % извлекаемых
запасов/год
Средний дебит скважин,	18	32	14	28
ò/ñóò
22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ò à á ë è ö à 1.3

Основные принципы и условия разработки нефтяных месторождений с заводнением в РФ (СССР) и США

Принципы, ус-

ловия разработ-

ÐÔ (ÑÑÑÐ)

ÑØÀ

ки месторожде-

íèé

Начало

завод-

С начала разработки

Сначала естественный ре-

нения

æèì,

затем

заводнение,

закачка газа

Стратегия

Многостадийная:

разде-

Одностадийное, иногда

ñ

ление

объектов,

уплотне-

уплотнением сетки (2-эта-

íèå

сетки

резервными

ïíîå)

скважинами

Система

ðàç-

Неравномерная, много-

Равномерная (квадрат,

мещения

ñêâà-

рядная: 30 56 га/скв. в

треугольник) средняя

æèí

начале; 18 30 га/скв. в

плотность сетки 8 га/скв.;

конце

ñ 1960 ã.

32 64 ãà/ñêâ.

Система

завод-

Внутриконтурная,

блоко-

Площадная 5- и 7-точеч-

нения

вая, площадная

íàÿ

Технология

Повышение давления наг-

Высокое

давление

нагне-

заводнения

нетания (10 24 МПа); ци-

тания (15 35 МПа); водо-

клическое заводнение, из-

газовые смеси

менение направления

фильтрационных потоков

Отключение

Внешние ряды 80 %

Ïðè

предельной

обвод-

скважин

обводненности;

внутрен-

ненности

íèå

95 98 % обводнен-

ности

Темп разработ-

Íå

лимитируется

исходя

Ограничения

экономиче-

êè

èç

предположения,

÷òî

ского

è

конъюнктурного

нефтеотдача не зависит от

характера

темпа разработки

Условия

разработки ана-

Водонефтяная

При широких ВНЗ – не-

çîíà

зависимые

системы

ðàç-

логичны

чисто нефтяным

работки

зонам

Многопласто-

Совместная

добыча

íåô-

Раздельная добыча нефти

вые объекты

òè,

раздельная

закачка

и закачка воды в скважи-

âîäû,

совмещение

линий

íàõ,

вскрывших несколь-

нагнетания в плане; раз-

ко пластов

деление объектов

Нефтегазовые

Барьерное заводнение для

Барьерное

заводнение

ñ

месторождения

залежей с широкими во-

возвратом газа в газовую

догазовыми зонами

шапку; рециркуляция су-

õîãî ãàçà

Область

ïðè-

Пласт

с проницаемостью

Проницаемость пластов до

менения

более

10 10 3 ìêì2,

âÿç-

(5 10)10 3 ìêì2, вязкость

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ï ð î ä î ë æ å í è å	ò à á ë. 1.3
Принципы, ус-
ловия разработ-	ÐÔ (ÑÑÑÐ)		ÑØÀ
ки месторожде-
íèé
			пластовой нефти до 100
	костью пластовой	нефти
	менее 25 30 мПа·c		200 ìÏà ñ
Источник воды	Пресная, морская,	âîäà	Морская, пресная, обрабо-
	водоносных пластов, сточ-		танная ингибиторами, бак-
	ные воды промыслов		терицидами, солями вода

как в США сначала используют естественный запас пластовой энергии при условии, что пластовое давление выше давления насыщения, и только потом приступают к закач- ке рабочего агента в пласт.

При избирательном заводнении нефтяную залежь разбивают на участки с группой скважин. На каждом ставят групповую установку по сбору, подготовке и закачке воды в пласт. К каждому участку подводят нагнетательные линии для закачки воды и трубопроводы для перекачки нефти. На таком участке одни скважины можно использовать как добывающие, другие как нагнетательные и быстро их переключать.

В качестве вариантов в системе разработки можно рассматривать следующие проектные решения:

в условиях сильно прерывистых пластов эффективен выбор под нагнетание скважин с максимальной степенью связанности с окружающими добывающими скважинами;

под нагнетание скважины выбирают с высоким коэффициентом продуктивности зонально-неоднородных пластов;

на участках с повышенной толщиной пласта выбирают добывающие скважины в зонах отсутствия непроницаемых разделов между пластами; в зонах с минимальной неоднородностью пласта и с повышенной вязкостью нефти выбирают нагнетательные скважины.

При системной оптимизации разработки нефтяного месторождения необходимо учитывать взаимную независимость действия различных факторов. Рассмотрим основные.

1. Геометрия сетки скважин: при отсутствии достаточ- ной информации лучшей является равномерная сетка.

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Схема размещения нагнетательных скважин: с уче- том зональной неоднородности пластов, тектонических нарушений и т.д. лучшие результаты обеспечивает 9-точеч- ная обращенная система с коэффициентом интенсивноси

системы разработки èíò 1/3. (Под системой интенсивности понимают отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин.) В начальный период раз-

работки лучше даже èíò 1/7. От этого вида площадного заводнения легко перейти к рассредоточенному избирательному. Под нагнетательные скважины следует выбирать высокопродуктивные участки пласта.

3.Выбор забойных давлений в добывающих и нагнетательных скважинах: критерием оптимальности может служить максимум среднего дебита нефти на одну скважину.

4.Выделение эксплуатационных объектов с самостоятельной сеткой скважин: критерий оптимальности максимум среднего дебита по нефти.

5.Выбор плотности сетки и рациональных извлекаемых запасов на одну пробуренную скважину: критерий максимальный народно-хозяйственный эффект на единицу запасов нефти.

1.3.ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ

И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Приведенные ниже технологические принципы разработки нефтяных месторождений сформулированы на основании анализа отечественного опыта:

1. Разработка и доразработка любой части месторождения должна проводиться теми скважинами, которые расположены на этой части:

крупные водонефтяные зоны следует выделять в самостоятельный объект разработки и разбуривать своей системой добывающих и нагнетательных скважин;

каждая часть залежи подлежит разбуриванию определенным числом добывающих скважин для извлечения из нее нефти;

исключение могут составлять залежи с небольшими водонефтяными зонами, нефть из которых может быть

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вытеснена в нефтяную часть с помощью законтурного заводнения;

целесообразно вначале вести разработку на естественных режимах;

снижение пластового давления ниже давления насыщения зависит от конкретных условий, определяется по результатам гидродинамических исследований скважин при установившемся режиме фильтрации и может изменяться в широких пределах.

2. Отключение добывающих скважин следует осуществлять при высокой обводненности, составляющей 90 95 %,

ñучетом экономических факторов.

3.Отбор воды за время разработки залежи может в 2 3 раза и более превышать объем добытой нефти.

4.Необходим учет влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеотдачи.

5.Число вариантов разработки должно обеспечивать возможность выбора рационального варианта.

6.Необходимо предусматривать резервный фонд скважин, что в современных условиях не выдерживается, так как финансовые ресурсы находятся у частных компаний.

7.Критерием рациональности систем разработки является обеспечение добычи нефти по месторождению при экономически оправданных народно-хозяйственных затратах и наибольшей нефтеотдаче. В ранее использовавшемся критерии рациональности предусматривались наименьшие народно-хозяйственные затраты и наибольшая нефтеотда- ча, что привело к консервированию более сложных и трудных объектов.

Разработка нефтяных месторождений характеризуется рядом знаковых характеристик-показателей разработки. Рассмотрим основные.

Динамика добычи нефти (рис. 1.5). Процесс разработки нефтяного месторождения при неизменной технологии нефтеизвлечения, согласно решению Мирового нефтяного конгресса, условно делится на четыре стадии и характеризуется следующими признаками:

продолжительностью и темпом роста добычи нефти;уровнем максимальной добычи нефти в процентах из-

влекаемых запасов;стабильностью уровня максимального отбора нефти;

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 1.5. Динамика добычи нефти:

Z темп разработки месторождения

суммарным отбором нефти к началу падения добычи;

темпом снижения добычи нефти;

продолжительностью основного периода разработки (отбор 75 80 % извлекаемых запасов);

максимальным уровнем и суммарным отбором жидкости из объекта.

Выделяют следующие стадии:

стадия I разбуривание и обустройство месторождения;

стадия II выход месторождения на проектный уровень добычи нефти;

стадия III резкое обводнение добываемой продукции (стадия падающей добычи);

стадия IV завершающая стадия.

Длительность первых трех стадий составляет основной срок разработки

Ò t1

t2

t3.

(1.5)

В течение стадий III и IV обычно применяют новые технологии увеличения дебитов скважин и повышения нефтеотдачи. Динамика добычи нефти зависит от ряда факторов, среди которых необходимо отметить следующие:

геологические особенности строения залежи;

метод воздействия на пласт;

систему разработки;

условия реализации процесса разработки (бурение, оборудование) и особенности завершающей стадии.

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Темп разработки залежи. В практике разработки нефтяных месторождений используют два понятия:

темп разработки от начальных извлекаемых запасов z(t); темп разработки от остаточных извлекаемых запасов

(t).

Темп разработки залежи z(t) характеризует скорость отбора извлекаемых запасов нефти месторождения

z(t)	qí(t)	,	(1.6)
	N

ãäå qí(t) годовая добыча нефти; Níà÷ начальные извлекаемые запасы.

Темп разработки (t) определяется отношением

(t)	qí(t)			qí(t)			,	(1.7)
	N Q (t)
				N	(t)
	í			îñò

ãäå Qí(t) накопленная добыча нефти за предшествующий период; Nîñò(t) остаточные извлекаемые запасы.

Темп разработки месторождения зависит от сложившейся системы разработки. Более высокие темпы разработки обеспечиваются применением методов поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи. Средние темпы разработки нефтяных месторождений при заводнении составляют 5 6 % в год. Применение блоковых систем заводнения позволяет достигать темп разработки 10 12 % в год от начальных извлекаемых запасов нефти.

Разработка месторождений на естественных режимах истощения позволяет отбирать нефть с темпом в 2 3 раза меньше.

Для определения зависимости между темпами разработки z(t) è (t) продифференцируем (1.7) по времени t

d N			dNîñò		dqí	,	(1.8)
dt	îñò		dt		dt

t

ãäå Nîñò(t) N qí (t)dt.

0

Учитывая, что

Nîñò qí ; dNdtîñò qí(t); qí zN; dqdt dzdt N,

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

получаем после подстановки в (1.8):

d zN zN dz N,				(1.9)
dt			dt
после сокращая на N,
d	z	z dz .		(1.10 )
dt			dt

Задавая аналитически характер изменения z(t) на каждой стадии разработки и подставив в (1.10), найдем как функцию времени на каждой стадии разработки.

Условия для стадии I: z(t) at; t1 t 0.

Тогда
		aNt					at			.	(1.11)
			aNt2					at2
	N					1
			2					2

Условия для стадии II: z(t) zmax; t2 t t1.

Тогда

		1	,
	c	t
				1		zmaxt
ãäå ñ t1										const.
							2
					z
					max
После подстановки
					t		.
			zmax
	1 z			t 1
		max		2

(1.12)

(1.13)

Зависимость z(t) для стадий III и IV имеет вид:

z(t) z	e c(t t2).	(1.14)
max

Добыча жидкости. Добыча жидкости по скважине qæ и по месторождению Qæ в целом определяются соотноше-

ниями
qæ qí qâ; Qæ Qí Qâ.	(1.15)
	29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 1.6. Динамика текущей и накопленной добычи жидкости и нефти

При разработке нефтяных залежей с применением методов поддержания пластового давления (ППД), добыча жидкости по месторождению постоянно растет (рис. 1.6).

Если залежь разрабатывается на естественных режимах, то отбор нефти постоянно снижается вследствие истощения пластовой энергии. На режиме газовой шапки может наблюдаться временное увеличение дебита скважин, расположенных вблизи контура газоносности.

Нефтеотдача. Нефтеотдача определяет долю извлеченных запасов нефти, т.е. коэффициент полезного действия системы разработки. При режимах вытеснения нефтеотда- ча выражается зависимостью (1.4) и определяется эффективностью вытеснения нефти вытесняющим агентомâûò и коэффициентом охвата пласта по объему процессом

вытеснения îõâ.

При режимах истощения нефтеотдача может быть определена как

		t
		qí(t)dt	,	(1.16)
		0
		V
		íãç
	èëè
				(1.17)
	V ð ,
		V
		íãç

ãäå V объем пласта; коэффициент упругоемкости пласта, m æ ï; æ, ï коэффициент сжимаемости жидкости, зависящий от насыщенности пласта, и сжимаемости пор; ð ðïë0 ðïë(t) снижение пластового давления; Víãç начальные геологические запасы.

Характер изменения нефтеотдачи обычно плавный (рис. 1.17).

30