ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ И ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
Эксплуатационным объектом называют пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.
Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов, следует называть многопластовым эксплуатационным объектом.
Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.
Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин. При определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения. В этом случае обычно вводится понятие «серия» скважин, оно отображает порядок разбуривания месторождения добывающими скважинами по разрезу, т.е. в пределах этажа нефтеносности или этажа разработки.
Анализ материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов в нашей стране, а также в целом ряде зарубежных стран позволяет сделать вывод, что при их выделении следует учитывать пять групп факторов:
|
|
|
1.геолого-промысловые;
2.гидродинамические;
3.технические;
4.технологические;
5.экономические
Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.
Геолого-промысловые факторы. Из этой группы учитываются следующие:
1.возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;
2.литологическая характеристика продуктивных пластов;
3.общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности продуктивных пластов;
4. коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным;
5.результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;
6.физико-химические свойства нефти, газа и воды;
7.мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек;
8.методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;
9. запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;
|
|
|
10.первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения;
11.гидрогеологическая характеристика и режим залежей.
Гидродинамические факторы. Гидродинамические расчеты при выделении ЭО применяются для решения ряда задач, важнейшими из которых являются:
1.установление годовой добычи по залежи каждого пласта:
2.определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;
3.установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;
4.оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;
5.расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;
6.определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения;
7.нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.
Технические факторы.
1.Способ и технические возможности эксплуатации. Не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различным способом эксплуатации.
2.Выбор диметра эксплуатационных колонн
3.Выбор диаметра НКТ и т.д.
|
|
|
4.Технологические факторы
5.выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатации.
6.выбор метода поддержания пластового давления.
7.возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи.
Таким образом, выделение эксплуатационных объектов разработки является оптимизационной задачей.
Обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.
Показателем характеризующим технологический эффект, возникающий в результате объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации может быть принят коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько пластов совместно Кпр. совм, который интегрально характеризует условия эксплуатации данной скважины.
В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений различных нефтегазодобывающих районов страны было замечено, что среднее значение коэффициентов продуктивности скважины Кпр. совм, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т.е.
|
|
|
где 
-среднее значение коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих только i-тый пласт (i=1,2,...,n); n-число пластов, объединенных в эксплуатационный объект.
Причинами снижения коэффициента продуктивности Кпр. совм являются:
1.нелинейный характер фильтрации жидкости;
2.характер работы различного типа подъемников и потерь нефти за счет гидравлических сопротивлений;
3.взаимовлияние пластов, обусловленное распредилением давления по объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геолого-промысловых признаков по площади и по разрезу пластов.
4.Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации пластов Кпр.совм будет тем меньше, чем больше пластов объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов.
|
5.2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ВИДА ЗАВОДНЕНИЯ
Применяемые виды заводнения показаны на рис. 15. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений и др.
Ниже приводятся краткая характеристика различных видов заводнения и геологические условия, для которых они в основном могут рекомендоваться.
Законтурное заводнение.
При этой разновидности заводнения вода нагнетается в законтурную водоносную часть продуктивного пласта (рис. 16). С целью приближения нагнетательных скважин к зоне отбора их следует располагать как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он достаточно эффективен при небольшой ширине залежей (до 5— 6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти (до 2—3), высокой проницаемости коллектора (0,4—0,5 мкм2 и 
более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных условиях получены положительные результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.
Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокой нефтеотдачи (до 60 % и иногда выше) при расположении добывающих скважин в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена 
к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте могут быть сокращены количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.
Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение может быть применено как в сочетании с использованием энергии свободного газа, так и при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.
При этом виде заводнения на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин. В целом законтурное заводнение в настоящее время применяется ограниченно, поскольку залежи с указанной характеристикой встречаются нечасто.
Приконтурное заводнение.
При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают на некотором удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 17). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.
Значительная ширина водонефтяных зон чаще свойственна залежам платформенного типа. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта может быть обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.
По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемой нефтеотдачи приконтурное заводнение приближается к законтурному.
Внутриконтурное заводнение.
Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей. При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т. е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.
Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при невысокой его проницаемости, повышенной вязкости нефти или ухудшении условий фильтрации у ВНК.
Как видно из рис. 15, выделяют несколько подвидов разрезания—разрезание на площади, блоковое и сводовое (центральное).
Дата добавления: 2018-09-20; просмотров: 621; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!