Системы разработки залежей нефти



Система разработки – это совокупность технико-техно­логических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей.

Разработка нефтяного месторождения должна вестись по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации скважин и других объектов и сооружений при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды.

Система разработки залежи должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи.

Чем полнее изучен геолого-промысловый материал, тем точнее определяется система разработки нефтяной залежи. Данные о структуре пласта, его эффективной нефтенасыщенной толщине, расчленении на отдельные пропластки и зоны позволяют выполнить построение структурных карт и геологических профилей с нанесением положения газонефтяных и водонефтяных контуров (контактов). Данные, характеризующие геометрию пласта, позволяют определить запасы нефти и газа и выбрать варианты размещения скважин.

Данные о режиме работы пласта, размерах и свойствах водонасыщенной зоны, динамика пластового давления позволяют обосновать необходимость его поддержания, определить потенциальные дебиты скважин и сроки разработки залежи. Для определения режима работы пласта, его свойств и особенностей всесторонне изучается не только зона пласта, насыщенная нефтью, но и зона, насыщенная водой и газом. На основе оценки и сопоставления таких показателей, как начальное пластовое давление, давление насыщения нефти газом, размеры и свойства водонасыщенной зоны или размеры газовой шапки, можно прогнозировать доминирующий режим работы залежи в первые периоды её разработки.

В первоначальном проектном документе по разработке следует ориентироваться на равномерную сетку скважин до тех пор, пока в процессе разбуривания всей залежи не будут выявлены такие её особенности, которые потребуют сгущения сетки на отдельных участках. Комплексно, на основе геологического, гидродинамического и технико-экономического анализа, должна решаться задача об определении общего числа скважин, о положении рядов и выборе расстояний между скважинами в рядах. Процесс поддержания пластового давления путём закачки воды может начинаться как с законтурного, так и с тех или иных вариантов внутриконтурного заводнения. В зависимости от неоднородности разрабатываемого пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, плотности размещения основного фонда скважин, технико-экономических показателей разработки устанавливается количество скважин резервного фонда.

Большая часть нефтяных месторождений характеризуется наличием двух, трех и более продуктивных пластов. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях – одна из задач при проектировании системы разработки. Эксплуатационный объект – это один или несколько продуктивных пластов, разрабатываемых отдельной (самостоятельной) сеткой скважин.

После выделения эксплуатационных объектов формирование системы разработки месторождения включает, укрупненно, следующие мероприятия:

1) определение очерёдности разработки объектов и их разбуривание;

2) управление движением нефти к скважинам и подъём жидкости на поверхность;

3) регулирование баланса пластовой энергии;

4) управление потоками нефти (нефти, газа и воды) на поверхности.

3.3. Схематизация форм залежи при гидродинамических
расчетах показателей разработки

Нефтяные залежи не имеют в плане правильной геометрической формы. Сложная форма контуров залежи затрудняет выполнение гидродинамических расчетов при проектировании разработки, особенно на первом этапе проектирования.

Для упрощения задачи возможна аппроксимация (замена) истинной формы залежи такими формами или частями форм и их сочетаниями, которые поддаются аналитическому расчету (прямоугольник, полоса, круг, сектор, кольцо). При этом необходимо соблюдать определенные правила: длина внешнего периметра принятой формы должна быть равна фактической длине контура нефтеносности; должно выполняться равенство площадей нефтеносности в пределах реального и расчетного контуров нефтеносности, равенство запасов и количества скважин в реальной и схематизированной залежах; запасы, приходящиеся на каждый ряд скважин в расчетной схеме, должны быть равны фактическим запасам.

Залежь вытянутой формы при соотношении короткой и длинной осей а/b < 1/3 (а – длинная ось, b – короткая) в гидродинамических расчетах можно заменить на равновеликую по площади полосу (прямоугольник). Ряды добывающих скважин на полосе размещаются параллельно друг другу.

Залежь с соотношением осей 1/3 ≤ а/b ≤ 1/2 следует заменить при выполнении расчетов равновеликим по площади кольцом. Ряды скважин на схеме размещаются по концентрическим окружностям.

При а/b ≈ 1 залежь можно схематично заменить равновеликим по площади кругом.

Заливообразную залежь можно рассматривать как сектор круговой залежи. В каждом отдельном случае необходимо выбрать наиболее удобный и вместе с тем наименее искажающий способ схематизации формы залежи.

Для расчета показателей разработки создается цифровая трехмерная адресная геологическая модель (ГМ) месторождения, под которой понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерных цифровых кубов, характеризующих:

– пространственное положение в объеме горных пород коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

– пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов;

– пространственное положение литологических границ в пределах пластов,тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

– идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);

– средние значения в ячейках сетки геологических параметров, позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

– пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

– пространственные координаты устьев, забоев и пластопересечений скважин.

Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений по вновь разбуренным скважинам, обеспечивать выполнение необходимых вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.

3.4. Размещение скважин по площади
нефтяного месторождения (залежи)

Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контурных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добывающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Скважины размещают по равномерной или неравномерной сеткам. В зависимости от схемы подержания пластового давления возможны варианты законтурного, внутриконтурного или площадного заводнения.

При законтурном заводнении вода нагнетается в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Добывающие скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру. Наиболее благоприятными объектами для осуществления законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками с хорошей проницаемостью и не осложненные тектоническими нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки самостоятельной разработки, очаговое заводнение, площадное заводнение.

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение) с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3–5 рядов добывающих скважин. При высокой продуктивности оправдали себя пятирядные системы, при средней и малой соответственно – трехрядные и однорядные.

С целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений применяют схемы очагового и избирательного заводнения, в этом случае нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных выборочных участках пластов.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Наиболее широко применяются площадные системы заводнения, которые по числу скважино-точек могут быть четырех-, пяти-, семи-, девяти- и тринадцатиточечные.

Системы заводнения бывают (проектируются) обращённые или необращённые (прямые). При обращённой системе заводнения в центре элемента располагается нагнетательная скважина, добывающие скважины расположены по углам элемента. При необращённой (прямой) системе заводнения в центре элемента располагается добывающая скважина, нагнетательные скважины расположены по углам элемента.

Каждую систему характеризует параметр интенсивности системы заводнения. При однорядной, четырех (а)-, пятиточечной (б) системе заводнения параметр интенсивности равен 1:1. При прямой семиточечной (в) – 1:2, т.е. на одну добывающую скважину приходится две нагнетательные скважины, девятиточечной (г) – 1:3 – на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины, тринадцати-точечной – 1:3,5. При обращенной системе – соответственно 2:1; 3:1; 3,5:1 (рис. 3.4).

Линейная система (д, е) – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин в этом случае составляет 1:1.

Рис. 3.4. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г)
и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Площадное заводнение эффективно при разработке объектов со значительной площадью нефтеносности с малопроницаемыми коллекторами. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти.

3.5.Проектирование разработки залежей нефти

Под разработкой нефтяного или газового месторождения понимается управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к добывающим скважинам при помощи определённой системы размещения, установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, установления и поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии.

Проектированиесистемы разработки нефтяного месторождения, как совокупность взаимосвязанных инженерных решений, характеризующих объект разработки, включает последовательность, темп разбуривания и обустройства месторождения (залежи); наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добывающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Выбор схемы размещения скважин, расстояния между забоями скважин, определения их числа, системы заводнения и режима разработки – основная задача разработки нефтяных месторождений, которая решается комплексно с учетом геологических, технических и экономических факторов. При этом расчет строят таким образом, чтобы обеспечить заданный отбор из месторождения минимальным числом скважин с наибольшими дебитами в течение длительного срока эксплуатации и с наименьшими затратами на обустройство промысла.

Составной частью проектирования и осуществления рациональной системы разработки является выделение эксплуатационных объектов. Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В один эксплуатационный объект следует соединять пласты примерно с одинаковыми величинами проницаемости, пористости и пластового давления, пласты, содержащие нефть с близкими физико-химическими свойствами.

Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки – их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Основные особенности объекта разработки – наличие в нем промышленных запасов нефти и определенной, присущей данному объекту, группы скважин, при помощи которых он разрабатывается.

Параметры системы разработки

Система разработки характеризуется следующими параметрами:

1. Плотность сетки скважин Sс равна площади нефтеносности залежи S, приходящейся на одну добывающую и нагнетательную скважину (n0 = nд + nн) (м2/скв), т.е.

                                      (3.3)

К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью Sуд на одну скважину (га/скв). Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин – важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают. Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной.

2. Иногда используют параметр Sд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину, (м2/скв), т.е.

                               (3.4)

3. Параметр акад. А.П. Крылова Аи равен отношению начальных извлекаемых запасов нефти Q0 к общему числу скважин на залежи (иногда – к числу только добывающих скважин) (т/скв), т.е.

                          (3.5)

Очевидно, что этот параметр имеет важное экономическое содержание, поскольку определяет собой рентабельность бурения скважин и для каждого района имеет своё значение.

4. Параметр интенсивности системы заводнения m равен отношению числа нагнетательных к добывающим скважинам (или наоборот), т.е.

                                    (3.6)

5. Параметр mр равен отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин (для регулирования разработки), к общему числу скважин, т.е.

                        (3.7)

6. Удельный извлекаемый запас нефти (Nс) – отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин

Nc = N/n,                                 (3.8)

где N – извлекаемые запасы нефти, т/скв.

7. Параметр (wр) равен отношению числа резервных скважин к общему числу скважин основного фонда (nнаг + nдоб)

wр = nрез/(nнаг.+ nдоб)                                  (3.9)

Все системы разработки имеют общие характеристики.

Фонд скважин – общее число нагнетательных и эксплуатационных скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Он подразделяется на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации проектной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольшийэффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью.

3.7. Влияние плотности сетки скважин
на основные показатели разработки залежей нефти

Скважины могут размещаться по равномерным сеткам (квадратным и треугольным) и неравномерным – прямоугольным или сгущающимся. Плотность сетки скважин, эксплуатирующих тот или иной пласт (объект разработки), есть отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин (м2/скв. или га/скв., 1га = = 104м2). Например, при расстояниях между рядами скважин 500 м и между скважинами в ряду 400 м плотность сетки составляет 20 ×104·м2/скв. (20 га/скв.).

От принятой сетки размещения скважин зависит годовая добыча нефти, жидкости, темпы их отбора, срок разработки месторождения, конечная нефтеотдача (КИН), скорость обводнения продукции скважин, динамика пластового давления и другие показатели. Выбор схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади, определение их числа и взаимное расположение – основная задача при разработке нефтяных месторождений.

Эта задача решается комплексно с учетом геолого-физических свойств пластов и флюидов (вязкость нефти, проницаемость, толщина, глубина залегания пласта, его неоднородность, наличие связи между законтурной и внутриконтурной зонами, величина месторождения и др.), технологических (режима работы залежи, система размещения скважин и расстояние между ними или плотность сетки, наличие закачиваемого агента), технических (наличие оборудования) и экономических факторов.

При более плотной сетке скважин, с одной стороны, выше такие показатели, как годовые отборы нефти, жидкости, темпы их отбора, менее продолжительное время разработки и КИН, с другой стороны, более быстрое обводнение продукции скважин и самое главное – стоимость проекта.

3.8. Технологические показатели
разработки залежей нефти

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовые и накопленные добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; динамика пластового давление, объёмы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др.

Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.

Приведем методику расчета основных технологических показателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

1. Годовая добыча нефти (qt, т/год) – добыча нефти из всех добывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и компьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти (qt,), количество добывающих 2 – (ntд) и нагнетательных скважин 3 – (ntн) можно определить по формулам [9]

,                           (3.10)

                    (3.11)

                     (3.12)

где t – порядковый номер расчётного года (t = 1, 2, 3, 4, 5); q0 – амплитудная добыча нефти за 10 год; e = 2,718 – основание натуральных логарифмов; Qост – остаточные извлекаемые запасы нефти; n0д и n0н – количество скважин на начало расчётного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T – средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).

4. Годовой темп отбора нефти tниз – отношение годовой добычи (qt) к начальным извлекаемым запасам (Qн.и.з), %:

tн.и.з = qt / Qн.и.з.                             (3.13)

5. Годовой темп отбора нефти tо.и.з, процент от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qо.и.з) – остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года:

tо.и.з = qt / Qо.и.з                                    (3.14)

6. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Qнак – сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс.т:

Qнак = qt1 + qt2 + qt3 + ……+ qtn–1 + qtn.   (3.15)

7. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов СQ – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:

СQ = Qнак / Qн.и.з.                                  (3.16)

8. Коэффициент извлечения нефти (КИН) или коэффициент нефтеотдачи – отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, доли ед.:

КИН = Qнак / Qбал.                        (3.17)

9. Добыча жидкости с начала разработки, Qж– сумма годовых отборов жидкости (qж) на текущий год, тыс т:

Qж = qж1+ qж2+ qж3 + … +qж n–1 + qжn.               (3.18)

10. Среднегодовая обводнённость – доля воды в продукции скважин W – отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости (qж), %:

W = qв / qж.                               (3.19)

11. Закачка воды с начала разработки – сумма годовых значений закачки воды (qзак) на конец отчетного года,тыс. м3:

Qзак = qзак1+ qзак2+ qзак3+……….+ qзак n–1+ qзак n. (3.20)

12. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

Kг = qзак / qж.                                                        (3.21)

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:

Kнак = Qзак / Qж.                                 (3.22)

14. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Гф), млн м3:

qгаз = qt.Гф.                                       (3.23)

15. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн м3:

Qгаз = qгаз1+ qгаз2+ qгаз3 +……….+ qгаз n–1 + qгаз n.      (3.24)

16. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, (Kэ.д), т/сут:

qскв.д = qt / nдоб Тг Kэ.д,                          (3.25)

где Кэ.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, и который принят равным 0,98.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, т/сут:

qскв.ж = qж / nдоб Тг Kэ.д.                       (3.26)

18. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины – отношение годовой закачки воды к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Kэ.н), м3/сут:

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Kэ.н,                       (3.27)

где Kэ.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

19.Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация Kнак менее 120 %, т.е РплtРплн; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150 %, то пластовое давление близко или равно начальному,Рплt = Рплн; если накопленная компенсация более 150 %, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального,РплtРплн.


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 2690;