Составление проектных документов

Проектный документ начинают составлять с обоснования постановки работы по проектированию и общих географических и геологических сведений о месторождении. Далее приводят геолого-физическую характеристику месторождения, цель которой – геологическое обоснование параметров месторождения, которые затем используют при подсчете запасов нефти и газа и в расчетной модели разработки месторождения. Геологическое описание строения месторождения сопровождают графическим материалом – структурными картами, геологическими профилями, картами распространения коллекторов.

Приводят данные о пористости пластов, их проницаемости, нефтенасыщенности и газонасыщенности, толщине отдельных прослоев и общей толщине пласта; данные, определенные по отдельным скважинам, так и средние по пластам месторождения, полученные с применением вероятностно-статистических методов.

Особо выделяют данные о неоднородности, необходимые для построения модели слоисто-неоднородного пласта, используемой затем в процессе расчета разработки месторождения.

В проектный документ включают параметры, характеризующие физико-химические свойства нефти, газа и воды, параметры фазового состояния смесей углеводородов (вязкость, плотность, начальное газосодержание, давление насыщения и объемный коэффициент). Для пластовой воды важно знать ее плотность, вязкость, основной состав растворенных в ней веществ.

Необходимо знать геологические запасы нефти в пластах месторождения, разработка которого проектируется, а также запасы растворенного в нефти и свободного газа.

При подготовке впервые составляемой для месторождения технологической схемы анализируют параметры эксплуатации разведочных или опытных скважин. В результате комплексного геолого-геофизического изучения месторождения, данных об эксплуатации разведочных скважин, на основе опыта разработки аналогичных месторождений рассматривают возможные варианты системы разработки с различным объединением пластов в объекты разработки и применением различных технологий извлечения нефти из недр.

Для расчета показателей разработки обосновывают и принимают различные модели разработки и расчетные схемы. На основе моделей разработки определяют технологические показатели для рассматриваемых вариантов.

До расчетов приводят сводку принятых исходных данных.

Если систему в проекте не предполагается существенно изменять, можно использовать эмпирические методики прогнозирования разработки месторождения, адаптированные к данным предыдущей разработки.

На основе системы и технологических показателей в различных предполагаемых вариантах разработки месторождения, рассчитывают технико-экономические и экономические показатели. Определяют по вариантам максимальный (проектный) уровень добычи нефти и жидкости, максимальный темп разработки, год выхода месторождения на максимальный уровень добычи нефти, продолжительность добычи нефти на этом уровне. За первые 5, 10 и 15 лет определяют накопленную добычу нефти, накопленную добычу жидкости, объем закачиваемой воды или других веществ в пласты. Оценивают срок разработки месторождения и конечную нефтеотдачу.

Далее по вариантам устанавливают экономические показатели. Указывают за 5, 10 и 15 лет общие капитальные вложения, текущие и эксплуатационные затраты, себестоимость продукции, приведенные затраты.

Если проектируется разработка нефтяного месторождения с применением новой технологии извлечения нефти из недр, обеспечивающей большую нефтеотдачу по сравнению с ранее применявшейся, базовой технологией, то сравнивают технологические и технико-экономические показатели разработки с использованием базовой и новой технологии.

Особо определяют дополнительную добычу нефти, которая будет получена при использовании новой технологии, а также капитальные дополнительные вложения, себестоимость дополнительно добытой нефти, приведенные затраты, на дополнительно добытую нефть.

В технологических схемах обычно оценивают распределение скважин по способам эксплуатации. В проектах же разработки рассчитывают распределение по годам действующего фонда скважин по основным четырем способам эксплуатации: фонтанному, газлифтному, ЭЦН и ШГН. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин должна быть приведена в технологической схеме разработки. Однако окончательно ее устанавливают во время составления проекта разработки. Определяют также вид и перечень эксплуатационного оборудования, для подъема нефти из скважин, а также оборудования для воздействия на пласты месторождения с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

В технологических схемах и проектах разработки особое внимание уделяют инженерному решению вопросов охраны недр и окружающей среды.

ЛЕКЦИЯ 16. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В настоящее время в России все газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются на режиме истощения, что обусловливает:

– низкие коэффициенты конденсатоотдачи из-за ретроградных потерь конденсата в пластах;

– большие затраты на подготовку газа к дальнему транспорту из-за необходимости строительства ДКС; ограниченность периода постоянной добычи газа.

Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваются с ростом его начального содержания (более 100 см³/м³) и плотности. При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачи К_к возрастает при увеличении различия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а также при повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условиях в большинстве случаев К_к £ 60 %.

Проявление естественного упруговодонапорного режима при избирательном обводнении приводит к увеличению потерь конденсата.

Эксплуатация газоконденсатных месторождений в режиме истощения обусловливает и другие недостатки.

Коэффициент газоотдачи при эксплуатации месторождений в режиме истощения существенно зависит от геологических особенностей месторождений, и, прежде всего от активности контурных вод, а также от экономико-географических факторов. Опыт эксплуатации газовых месторождений в США показывает, что средний коэффициент газоотдачи К_г при газовом режиме разработки равен 0,85. Следует отметить, что эти данные получены для мелких месторождений, расположенных вблизи потребителя, и поэтому они близки к предельным. Из факторов, влияющих на К_г, особенно следует отметить удаленность месторождения от потребителя, что обусловливает давление забрасывания.

В условиях проявления водонапорного режима коэффициент газоотдачи обычно понижается: есть данные, что минимальные значения его в гранулярных пластах могут составить около 0,45. В России имеется ряд месторождений с активной водонапорной системой, в которых конечные значения К_г находятся на уровне 0,5 (месторождения Краснодарского края, Волгоградской области) или близки к нему. Вместе с тем есть месторождения, на которых при проявлении упруговодонапорного режима, судя по литературным данным, получены или планируются значения К_г на уровне 0,8 и выше. В пластах с вторичной пористостью, и, прежде всего в трещиноватых, К_г в среднем ниже.

Однако приводимые в литературе высокие значения коэффициентов газоотдачи при проявлении водонапорного режима часто обусловлены тем, что расчет К_г проводят по отношению к промышленным запасам газа, рассчитанным объемным методом. Последние же, как показал специальный анализ 122 залежей, для которых запасы были с высокой надежностью определены по падению давления, систематически занижены примерно на 15 % по отношению к фактическим и характеризуются случайной погрешностью на уровне 30 %.

Анализ разработки газовых месторождений, эксплуатирующихся в условиях активного естественного упруговодонапорного режима, показывает, что основная причина снижения газоотдачи – нерегулируемое избирательное обводнение.

Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа практически при газовом режиме не превышает 60 % геологических запасов газа. Если учесть, что в период нарастающей добычи извлекается примерно 10 % начальных запасов газа и более, то в период постоянной добычи газа даже при газовом режиме извлекается не более 50 % начальных запасов газа.

При проявлении активного водонапорного режима с нерегулируемым избирательным обводнением объем добычи при постоянном темпе отбора сокращается. Так, на Ленинградском месторождении в период постоянной добычи было извлечено примерно 40 % начальных запасов газа.

При проявлении естественного водонапорного режима практически невозможен долгосрочный прогноз эксплуатационных показателей, что особенно недопустимо при эксплуатации крупных газоконденсатных месторождений. Так, например, по Ленинградскому месторождению, согласно проекту разработки, предполагалось сохранить до 1973 г. годовую добычу газа на уровне не менее 3 %, а фактическая добыча в 1972 г. была менее 1 % начальных запасов газа, а в 1973 г. – менее 0,5 %, т. е. соответственно в 3 и 6 раз ниже проектной. Следует отметить, что столь существенное расхождение обусловлено трудностями прогноза, а не случайными ошибками в проекте, который полностью соответствовал уровню развития теории эксплуатации газовых залежей на период его составления.

Таким образом, при проектировании системы разработки газовых и газоконденсатных месторождений на режиме истощения практически можно планировать режим постоянной добычи не более чем на К_г = 50 % геологических запасов газа. Для уникальных и одиночных месторождений это обусловливает необходимость ориентироваться при технико-экономических расчетах на оценку максимальной годовой добычи и в период постоянной добычи практически также лишь 50 % от геологических запасов газа, поскольку недозагрузка магистральных газопроводов большой протяженности в проектный срок их эксплуатации приведет к резкому повышению приведенных затрат на газ, добываемый из таких месторождений. В связи с этим, с одной стороны, возникает проблема доразработки месторождений на режиме падающей добычи, которая будет особенно существенной для наиболее удаленных и крупных месторождений, с другой стороны, создаются объективные предпосылки к длительной консервации газа и установлению годовых отборов на уровне, не превышающем 3 % начальных. Такие отборы не всегда оптимальны и для получения высокого коэффициента газоотдачи.

Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивности скважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объем дополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах. Опережающее эксплуатационное бурение не всегда оправдано в случае проявления активного водонапорного режима и при малой изученности эксплуатационных объектов, так как может привести к заложению скважин в зонах, отбор из которых будет затруднен при избирательном обводнении залежи. Одним из факторов, обусловливающих уменьшение продуктивности скважин, является уменьшение проницаемости пластов с падением давления, что наиболее существенно для пластов, проницаемость которых низка при начальном давлении. В пластах с глинистым цементом проницаемость может уменьшаться в 10 раз и более.

К важным факторам, обусловливающим снижение газоотдачи при разработке газовых месторождений на любом режиме, относится нелинейность фильтрации газа при малых градиентах давления, которая в предельном случае эквивалентна наличию начального градиента давления t₀. Иначе говоря, фильтрация происходит таким образом, что при градиентах давления, меньших по абсолютной величине, чем t₀, движение практически отсутствует. Наличие начального градиента при фильтрации газа приводит к снижению как газо- и конденсатоотдачи, так и дебитов скважин вследствие образования застойных зон, иногда очень обширных, где газ неподвижен из-за недостаточного градиента давления. Влияние начального градиента в ходе разработки газовых и газоконденсатных месторождений осложняется тем, что начальный градиент в значительной степени зависит от водонасыщенности и эффективного давления, т. е. от разности между горным и внутрипоровым давлением. С ростом водонасыщенности начальный градиент давления при фильтрации газа через глинизированную породу значительно возрастает. Он отличен от нуля только при водонасыщенности больше некоторой предельной и увеличивается с ростом эффективного давления. Отмеченные зависимости необходимо учитывать при оценке влияния режима разработки на газоотдачу в связи с нелинейностью закона фильтрации и начальным градиентом. Разработка месторождений в режиме истощения происходит при больших градиентах, чем в случае внутриконтурного заводнения, в связи, с чем часть застойных зон по мере снижения пластового давления и роста градиента начинает дренироваться. Однако, с другой стороны, при снижении пластового давления возрастает эффективное давление, действующее на пласт, что, как уже отмечалось, приводит к росту начального градиента в малопроницаемых прослоях. Рост начального градиента для газа в ходе разработки может привести к тому, что малопроницаемые прослои превратятся в непроницаемые и будет отрезана и перестанет дренироваться часть коллектора.

Наконец, при нерегулируемом или плохо регулируемом обводнении часть малопроницаемых прослоев может преждевременно обводниться и в них возникнет начальный градиент для газа. Такая опасность существует как при естественном, так и при искусственном обводнении и указывает на необходимость тщательного изучения разреза для контроля за разработкой.

Проявление естественного водонапорного режима при избирательном обводнении на фоне указанных явлений приводит к еще большему снижению коэффициента газоотдачи в результате образования не дренируемых целиков газа по площади залежи, специальное разбуривание которых в большинстве случаев малоэффективно, так как вновь пробуренные скважины быстро обводняются.

Все это вызывает необходимость повышения эффективности системы эксплуатации газовых и особенно газоконденсатных месторождений.

В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 25 см³/м³ наряду с эксплуатацией их на режиме истощения применяется сайклинг-процесс, позволяющий существенно повысить коэффициент конденсатоотдачи. Сайклинг-процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более

100 см³/м³ и при запасах газа от 10 млрд. м³ и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации. Недостатки применения сайклинг-процесса широко известны, к основным относятся следующие:

– большие капитальные вложения и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями; большие эксплуатационные затраты;

– понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции.

Однако принципиально поддержание пластового давления при эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей весьма целесообразно. Наиболее пригодный метод поддержания пластового давления – закачка воды. Идея задачки воды в газовые и газоконденсатные залежи многократно обсуждалась, но не была реализована на практике, так как по результатам ранее выполненных лабораторных и промысловых исследований считалось, что вытеснение газа водой сопровождается интенсивным защемлением газа. Полагали, что коэффициент извлечения газа не превышает 50 %, т.е. примерно соответствует реально достигаемым значениям нефтеотдачи залежей, разрабатываемых при искусственном водонапорном режиме. При этом не учитывался ряд принципиально важных факторов, различающих механизмы вытеснения водой нефти и газа. Газ благодаря относительно малой вязкости в меньшей мере подвержен блокированию водой как в масштабе пор, так и макро неоднородностей пласта. В результате коэффициенты вытеснения и охвата при регулируемом заводнении должны быть значительно выше, чем для нефтяных залежей. Большая подвижность газа упрощает и проблему регулирования продвижения воды. Известно также, что при проявлении начального градиента фильтрации для воды даже в нефтяных пластах коэффициент отдачи возрастает. Это обстоятельство благоприятствует возможности контроля за распределением закачиваемой воды, которую можно селективно направлять в зоны газового пласта, заранее выбранные для заводнения.

ЛЕКЦИЯ 17. ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ

Гидродинамические методы исследования основаны на решении обратных задач подземной гидромеханики. При этом используют уравнения сохранения массы и импульса в фильтрационном движении, связывающие искомые параметры пласта с непосредственно измеряемыми в процессе фильтрации газа в пласте, такими как расход, забойное и пластовое давления во времени.

Исследования газовых, газоконденсатных, нефтяных и водяных пластов и скважин ведется в процессе бурения, разведки структур, опытной и промышленной эксплуатации месторождений и подземных хранилищ.