Системы разработки нефтяных месторождений
Основные понятия
Среди горно-геологических параметров основными являются:
геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания);
- свойства коллекторов (емкостные – пористость, нефтенасыщенность, фильтрационные – проницаемость; литологические – гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические – механические, теплофизические и др.);
- физико-химические свойства флюидов;
- энергетическая характеристика месторождения;
- величина и плотность запасов нефти.
Под залежьюнефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазнымзалежам относятся:
· нефтяные залежи, приуроченные пластам–коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
· газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазнымзалежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:
· нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V > 0,75);
· газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < V< 0, 75);
· нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 <V< 0,50);
· газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V < 0, 25).
В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.
Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обуславливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.
Месторождениемназывается совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.
По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:
· простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
· сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;
· очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков.
К категориям сложного и очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; 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.
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.
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 определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.
На рисунке 4.1 приведен разрез многопластового месторождения Западной Сибири.
|
| Рис. 4.1 – Разрез многопластового месторождения |
Рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на (рис. 4.2). Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. В таблице 4.1 приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторождения.
|
Таблица 4.1 -Свойства пластов
| |||||||||
| Рис. 4.2 – Схематичный разрез многопластового нефтяного месторождения |
Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект А), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект Б).
Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.
Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существенное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче, и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей.
На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.
1.Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
2.Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефти. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.
3.Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.
4.Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.
5.Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.
В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.
Систему разработки называют рациональной, когда она при наиболее полном использовании пластовой энергии и применении мероприятий по воздействию на пласт обеспечивает максимальное извлечение нефти (газа) из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.
Единой рациональной системы разработки вне конкретных условий не существует. В нашей стране выбираемая для данного нефтяного месторождения система разработки должна отвечать конкретным технико-экономическим требованиям, предъявленным к бурению и эксплуатации скважин.
В связи с этим в запроектированной системе разработки должны быть предусмотрены:
1. Полный учет всех естественных, производственных и экономических особенностей месторождения и каждого нефтеносного пласта;
2. Наиболее рациональное и эффективное использование естественной пластовой энергии в сочетании с применением мероприятий по воздействию на пласт;
3. Обеспечение спроектированной системы разработки разведанными, подготовленными фондами и применение такой системы разработки, которая способствовала бы не только полной выработке данного горизонта, но и предусматривала бы в дальнейшем возможность успешной разработки месторождения в целом.
Рациональной системой разработки должна предусматриваться такая схема разработки, которая обеспечит минимальные затраты на единицу добываемой нефти (газа) при наиболее полном использовании запасов нефти (или газа).
При разработке нефтяного (или газового) месторождения одной из основных задач является выбор системы расположения скважин на горизонте и порядок разработки горизонтов месторождения.
Существуют следующие системы разработки многопластового месторождения: сверху – вниз, снизу – вверх и комбинированная.
Система разработки сверху – вниз. Системой разработки сверху – вниз называют такую систему разбуривания месторождения, при которой нижележащие продуктивные пласты вводят в эксплуатацию последовательно после полного разбуривания вышележащего пласта.
Применение системы разработки сверху – вниз для многопластовых месторождений ограничивается из-за ряда существенных недостатков:
1. Затягивается выяснение перспектив месторождения и задерживается разбуривание нижних горизонтов;
2. Значительно увеличиваются объём бурения эксплуатационных скважин, расход металла на обсадные колонны, что приводит к огромным затратам средств и материалов на бурение многочисленных скважин и разработку месторождения в целом;
3. Возникает угроза глинизации вышележащих пластов находящихся в эксплуатации, при разбуривании нижележащих пластов;
4. Осложняется геологическая ориентировка в разрезе скважины при появлении новых пропластков из-за невозможности одновременной привязки их к верхним и нижним маркирующим горизонтам, так как последние еще не будут вскрыты.
Система разработки снизу – вверх.Применение указанной системы оказалось возможным в результате внедрения технически более совершенного вращательного способа бурения с промывкой ствола скважины глинистым раствором и применения цементирования под давлением, что позволило вводить в разработку нижележащие горизонты до окончания эксплуатацией вышележащих, не подвергая их обводнению. Технический прогресс в бурении помог решить проблему возврата с нижележащих горизонтов на вышележащие, пропущенные по тем или другим причинам. Все это подготовило переход с системы разработки сверху – вниз на более совершённые системы разработки многопластовых месторождений.
При разработке месторождения по системе снизу – вверх вышележащие продуктивные горизонты вводят в эксплуатацию последовательно после полного разбуривания нижележащего горизонта.
Для применения системы разработки снизу – вверх требуется предварительное проведение разведочных работ, обеспечивающих освещение всей нефтеносной свиты месторождения.
Система разработки снизу – вверх для многопластового месторождения имеет, однако, следующие существенные недостатки:
1. Если нижний горизонт залегает глубоко, значительно увеличивается объем бурения уже в начальную стадию разработки;
2. Задерживается разработка вышележащих горизонтов;
3. Преждевременный возврат на вышележащий горизонт приводит к недовыработке нефти из нижележащего горизонта.
Учитывая указанные недостатки, систему разработки снизу – вверх в чистом виде следует применять для месторождений, имеющих три-четыре продуктивных горизонта. Совершенно очевидно, что число горизонтов, определяющее возможность и целесообразность применения системы разработки снизу – вверх (или в отдельных случаях сверху – вниз), обуславливается их продуктивностью и возможностью объединения, а также требованиями к качеству и количеству нефти на данном отрезке времени.
Система разработки снизу – вверх может быть применена при следующих условиях:
1. Нижний (базисный) горизонт должен находиться на такой глубине, которая была бы технически доступной для массового бурения эксплуатационных скважин;
2. Количество и сорт нефти базисного горизонта должны соответствовать плановым заданиям по добыче нефти;
3. Базисный горизонт должен быть достаточно разведан и оконтурен.
Система разработки снизу – вверх имеет существенные преимущества перед системой разработки сверху – вниз, а именно:
1. Уменьшается общий объем эксплуатационного бурения вследствие возврата с нижележащих горизонтов (после их выработки) на вышележащие путем перфорации, что значительно сокращает объем капитальных затрат;
2. Ускоряются темпы освоения нефтяных месторождений и определение их промышленной ценности, так как при бурении на нижний горизонт имеется возможность отобрать керны и осуществить каротаж, позволяющие определить коллекторские свойства и нефтеносность вышележащих горизонтов;
3. Облегчается геологическая ориентировка в разрезе скважины, благодаря чему сокращается число разведочных скважин и число возможных неудачных скважин; этому способствует возможность возврата на вышележащий горизонт при получении неблагоприятных результатов в нижележащим горизонт;
4. Уменьшается опасность глинизации нефтеносных пластов, приводящей иногда к значительной потере нефти.
Комбинированная система разработки.При наличии в месторождении более одного этажа разработки применять систему снизу – вверх в чистом виде нецелесообразно. В этом случае следует проектировать комбинированную систему разработки. Сущность этой системы заключается в том, что каждый этаж разработки разбуривают самостоятельной сеткой скважин, внутри каждого этажа пласты обязательно разрабатывают по системе снизу – вверх, а порядок разбуривания самих этажей принимают любой: сверху – вниз, снизу – вверх или одновременно сверху – вниз и снизу – вверх.
Комбинированная система разработки характеризуется высокими технико-экономическими показателями, в частности, при применении в многопластовых месторождениях она обеспечивает:
1. Быструю и эффективную разработку всего месторождения без вынужденной задержки разработки верхних или нижних горизонтов;
2. Большую маневренность в выборе для разбуривания этажей разработки и базисных горизонтов без прекращения эксплуатацией горизонтов, дающих весьма низкую добычу;
3. Общий геологический контроль за разработкой месторождения и проведение мероприятий по охране недр;
4. Значительное повышение эффективности капиталовложений и сокращение объема капитальных затрат на бурение эксплуатационных скважин.
Дата добавления: 2016-01-03; просмотров: 4857;