Система расстановки скважин, основные характеристики.

Система расстановки скважин (СРС)- характеристика расположения скважин на месторождении, при котором достигается оптимальное значения технических и технологических параметров, обеспечивающих максимальную прибыль при минимальных затратах.

Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, ис- ходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контур- ных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добы- вающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Скважины размещают по равномерной или по неравномерной сет- кам. В зависимости от схемы поддержания пластового давления возможны варианты законтурного, внутриконтурного или площад- ного заводнения. При законтурном заводнении вода нагнетается в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Добывающие сква- жины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, парал- лельными контуру. Наиболее благоприятными объектами для осу- ществления законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками с хорошей проницаемо- стью 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 восста- новление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России при- меняют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные пло- щади или блоки самостоятельной разработки, очаговое заводнение, площадное заводнение. 39 Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные пло- щади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной систе- ме (рис. 3.6)

На средних и небольших по размеру залежах применяют попе- речное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение) с размещением между двумя нагнетатель- ными рядами не более 3–5 рядов добывающих скважин. При высо- кой 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 оча- гового и избирательного заводнения, в этом случае нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с приня- той упорядоченной системой разработки, а на отдельных выбороч- ных участках пластов. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной за- качкой 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. 40 Системы заводнения бывают (проектируются) обращенные или необращенные (прямые). При обращенной системе заводнения в центре элемента располагается нагнетательная скважина, добы- вающие скважины расположены по углам элемента. При необра- щенной (прямой) системе заводнения в центре элемента располага- ется добывающая скважина, нагнетательные скважины расположе- ны по углам элемента. Каждую систему характеризует параметр интенсивности си- стемы заводнения. При однорядной, четырех- (рис. 3.7, а), пятито- чечной (рис. 3.7, б) системе заводнения параметр интенсивности равен 1:1. При прямой семиточечной (рис. 3.7, в) – 1:2, т.е. на одну добывающую скважину приходится две нагнетательные скважины, девятиточечной (рис. 3.7, г) – 1:3 – на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины, тринадцатиточечной – 1:3,5. При обращенной системе – соответственно 2:1; 3:1; 3,5:1. Линейная система (рис. 3.7, д, е) – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахмат- ном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин в этом случае составляет 1:1.

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.

26)Режимы пластов. Определение и классификация.

· Под режимом пластапонимают-характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

• Различают следующие режимы:1- водонапорный,2- упругий и упруговодонапорный,3-газонапорный или режим газовой шапки,4-газовый или режим растворенного газа,5- гравитационный,6- смешанный.

1)Водонапорный режим- режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

2) Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и

3) Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

4) Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

5)Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

6)Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

27)Разработка нефтяного месторождения на режиме растворенного газа

Условие существования - Рпл < Pнас. Источник пластовой энергии – энергия выделившегося из нефти газа. Режим истощения.

V_РГ = Г₀V_НГЗ = αPнасVн – запас растворенного газа в нефти.

α- коэффициент растворимости газа в нефти.

Г – текущее газосодержание

Разработка нефтяного или газового месторождения— это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Всякая нефтяная и газовая залежь, обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую, и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контур- ных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. С

Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки. В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи приведена на рисунке 3.4. Основной период разработки 0,1 0,2 0,3 0,4 kизвл.н qн G Рнас Рнл IV стадия I стад ия II стад ия III стадия Основной период разработки 0,1 0,2 0,3 0,4 kизвл.н qн G Рнас Рнл IV стадия I стад ия II стад ия III стадия Рисунок 3.4 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа. давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж —жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н - коэффициент извлечения нефти Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа

фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора — до нескольких кубометров на 1 м 3 . В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4 – 5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один- два года. Нефть добывают практически без воды. Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0.2 – 0.3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения —0.1 – 0.15