СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОТДЕЛЬНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Основные понятия и характеристики систем разработки
Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и управлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.
Системы разработки обосновываются в технологических проектных документах.
Под эксплуатационным объектом понимается продуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений.
По признаку последовательности ввода отдельных объектов в эксплуатационное разбуривание могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.
Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).
Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от другого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специальной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распространенной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки месторождений и в настоящее время не применяется.
Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.
а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»
Система разработки «снизу вверх». Данная система заключается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).
Основные преимущества этой системы заключаются в следующем:
1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного горизонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;
2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку скважины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;
3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных месторождений;
4) сокращается число аварий при бурении, связанных с уходом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.
Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.
По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделяются на поэтапную и одновременную (сплошную).
При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда первый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.
Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в случае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.
При одновременной системе разработки залежь охватывается заводнением одновременно по всей площади.
Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия, на пласт
Современному состоянию техники соответствует следующее деление методов разработки нефтяных залежей по признаку воздействия на пласт:
1) метод разработки без поддержания пластового давления;
2) метод поддержания давления путем закачки воды;
3) метод поддержания давления путем закачки газа или воздуха;
4) вакуум-процесс;
5) компрессорно-циркуляционный метод разработки конденсатных месторождений;
6) метод внутрипластового горения;
7) метод циклической закачки пара.
Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водонапорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт.
В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обеспечить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.
Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.
Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапорном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов – 60 - 70%.
Системы разработки с поддержанием пластового давления в свою очередь подразделяются на системы с законтурным, приконтурным и внутриконтурным воздействием.
Метод поддержания давления, при котором вода закачивается в законтурную область пласта, называется законтурным заводнением. Законтурное заводнение рационально применять при разработке относительно узких залежей (шириной не более 3—4 км), на которых размещается от трех до пяти рядов эксплуатационных скважин.
При разработке крупных залежей, когда закачка воды в законтурную область не сможет обеспечить заданных темпов добычи и охватить влиянием скважины, расположенные внутри залежи, целесообразно применять внутриконтурное заводнение. Раньше на заре развития методов поддержания давления путем закачки воды применяли поэтапную систему разработки, которая представляла собою ползущую систему разработки по восстанию или по падению. В том и другом случае образовывалась законсервированная часть залежи, что крайне нежелательно. Поэтому при разработке крупных залежей в настоящее время применяют внутриконтурное заводнение.
Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные.
Внутриконтурное заводнение применяется такжепри разработке литологических залежей, границы которых определяются замещением песчаников глинами. В этих случаях воду закачивают по оси залежи. Такое заводнение называется внутриконтурным по оси. Если же закачка производится в центре литологически ограниченной залежи через одну скважину, заводнение называется очаговым. Практика показала эффективность такого заводнения литологических объектов, состоящих из большого числа линзообразных залежей.
С течением времени при очаговом заводнении соседние эксплуатационные скважины начинают обводняться, и после полного обводнения их переводят под нагнетание воды. Постепенно очаговое заводнение превращается в центральное.
Центральным называется заводнение, которое производится через три-четыре скважины, расположенные в центре залежи.
Как правило, центральное заводнение через несколько скважин сразу в начале разработки на практике никогда не осуществляется.
В практике разработки крупных залежей применяются одновременно законтурное, внутриконтурное по блокам и очаговое заводнения.
При разработке крупных залежей нефти платформенного типа в Западной Сибири применяют рядные системы разработки. Разновидность их — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. При большем числе рядов (семь—девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов.
Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.
Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пределах 400 - 600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах - в пределах 300 - 600 м.
При трехрядной системе залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на ряд поперечных полос шириною, равной четырехкратному расстоянию между рядами скважин. При пятирядной системе ширина полос равна шестикратному расстоянию между рядами. Эти системы разработки обеспечивают очень быстрое разбуривание залежей. При этих системах в начале разработки залежи не учитываются литологические особенности пласта.
Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.
Пятиточечная обращенная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре - нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/1.
Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной обращенной системе разработки
1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие
Семиточечная обращенная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная— в центре. Соотношение 1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.
Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки
1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие
Девятиточечная обращенная система (рис. 13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/3.
Рис. 13. Расположение скважин при девятиточечной обращенной системе разработки
1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие
Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жесткие», поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.
В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.
В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильно неоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большой гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.
В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. На рис. 14 показаны целики нефти в элементе пятиточечной системы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.
Помимо упомянутых известны следующие системы разработки: система с батарейным (кольцевым) расположением скважин (рис. 15), которую можно использовать в редких случаях в залежах круговой формы в плане; система при барьерном заводнении, применяемом при разработке нефтегазовых залежей; смешанные системы—комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.
Рис. 14. Элемент пятиточечной системы, трансформируемый в элемент девятиточечной системы расположения скважин
1 – «четверть» основных добывающих скважин пятиточечного элемента (угловые скважины), 2 – целики нефти (застойные зоны), 3 – дополнительно пробуренные добывающие скважины (боковые скважины), 4 - заводненная область элемента, 5 - нагнетательная скважина
Рис. 15. Схема батарейного расположения скважин
1 – нагнетательные скважины, 2 – условный контур нефтеносности, 3 и 4 – добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R1 и второй батареи радиусом R2
Кроме того, используют избирательное системы воздействия, применяемые для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.
В случае применения методов воздействия при разработке истощенных залежей их называют вторичными. Если они применяются с самого начала разработки залежи, их называют первичными. Вакуум-процесс является типичным вторичным способом и никогда не применяется с самого начала эксплуатации.
Метод поддержания давления путем закачки газа обычно применяется в залежах, которые имеют газовую шапку. Поддержание давления путем закачки газа преследует цель поддерживать энергетические ресурсы пласта в процессе эксплуатации. Для этого с самого начала эксплуатации в сводовую часть структуры закачивают газ через нагнетательные скважины, расположенные вдоль длинной оси структуры. Кроме того, закачка газа иногда применяется при площадном вытеснении нефти газом (метод Мариэтта).
Термическое воздействие на пласт осуществляется путем закачки горячей воды в пласт через нагнетательные скважины. Закачка горячей воды применяется при заводнении пластов, содержащих сильно парафинистую нефть и имеющих температуру около 100° С. Закачка холодной, воды в такой пласт приводит к охлаждению пласта, к выпадению парафина, который закупоривает поры пласта.
В том случае, когда воздействие на пласт по средствам закачки воды осуществляется после разработки залежи при режиме растворенного газа, можно выделить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом низкого давления, и на замещение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессирующего обводнения эксплуатационных скважин.
К моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины все поровое пространство в пласте будет занято жидкой фазой, поэтому дальнейший процесс заводнения будет установившимся: количество добываемой в сутки жидкости будет равно суточному объему закачиваемой воды.
Обобщение материалов, проведенное американскими исследователями, показало, что коэффициент извлечения нефти при режиме растворенного газа в среднем составляет 20% от геологических запасов. Применение площадного заводнения на последней стадии разработки увеличивает его до 40%. В то же время применение заводнения в самом начале разработки увеличивает коэффициент извлечения от 60 до 85%. Согласно расчетам американских специалистов, на месторождении Ист-Тексас ожидается конечная нефтеотдача порядка 80% от геологических запасов.
Можно указать еще четыре параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.
1. Параметр плотности сетки скважин Sc, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной.
Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то Sc = S/n. Размерность [Sc] - м2/скв. В ряде случаев используют параметр Sсд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
2. Параметр А.B. Крылова Nкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении Nкр = N/n. Размерность параметра [Nкр] =т/скв.
3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд = nн/nд. Параметр - безразмерный. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной ~1/5.
4. Параметр р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических
свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т. д.).
Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин nр, то р = nр/n. Параметр р - безразмерный.
Параметр плотности сетки скважин Sс вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10-3 Па*с) он может составлять 1 - 2*104 м2/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sc = 10 - 20*104 м2/скв. Конечно,
разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значениях параметра А.И.Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов Sc = 25 - 64*104 м2/скв.
При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70 - 100*104 м2/скв и более. Параметр Nкр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину.
Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр , естественно, равен нулю, а параметр р может составлять в принципе 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.
Дата добавления: 2015-03-03; просмотров: 15490;