Объект и система разработки

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - скопления углеводородов в земной коре в промышленных объемах, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей и различные геолого-физические свойства. Как правило, отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, с использованием различной технологии.

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. Каждый объект разрабатывается "своей сеткой скважин". Объекты разработки не природные образования – они выделяются разработчиками. 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. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации.

Объекты разработки могут подразделяться 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.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы 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. Выделение объектов разработки является важной составной частью создания такой системы.

Можно посчитать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Но при этом следует учитывать, что чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и 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 часто нецелесообразно разрабатывать как один объект - 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 может оказаться нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват объекта воздействием по вертикали, так как в активную разработку включатся только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергнутся воздействию закачиваемым в пласт агентом (водой, газом). С целью повышения охвата таких пластов разработкой они разделяются на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти нецелесообразно объединять в один объект, так как они могут разрабатываться 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 из-за необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев не всегда целесообразно 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 разная 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 "контактов") 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. Так, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в один объект разработки, предполагается отбирать дебиты жидкости, предельные для современных средств эксплуатации скважин - дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

Следует помнить, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после этого можно принимать решение о выделении объектов разработки.

Классификация и характеристика систем разработки

Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с определением системы необходимо использовать большое число параметров. На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

· наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

· расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Известно четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки:

1. Плотность сетки скважин S_c, равная 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

S_c = S/n (м²/скв.) (1.1)

Иногда используется параметр S_д, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Отношение извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении - параметр А.П. Крылова N_кр:

N_кр = N/n (тонн/скв.) (1.2)

3. Отношение числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д параметр w:

w = n_н/n_д (безразмерный) (1.3)

4. Отношение числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин – параметр w_р. 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 n_р, то

w_р = n_р/n (безразмерный) (1.4)

Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами скважин, между скважинами в рядах.

Применяется следующая классификация систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам:

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, характеризующемся незначительным перемещением водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- или трехточечной сетке. Когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 1).

Параметр плотности сетки скважин S_с может изменяться в широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких 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 S_с = 10 ¸ 20 × 10⁴ м²/скв. Разработка месторождений высоковязких нефтей и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S_с экономически целесообразна при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов - при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов S_с = 25 ¸ 64 × 10⁴ м²/скв. При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S_с может быть равен 70 - 100 × 10⁴ м²/скв. и более.

Параметр N_кр также изменяется в широких пределах. Он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, а иногда доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (рис. 2) вычисляются по формуле:

l = S_с^1/2 , (1.5)

где l - в м, а S_с - в м²/скв.

Формула используется для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр w равен нулю, а параметр w_р может составлять 0,1-0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном, в случае длительно эксплуатируемых истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. В США разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещинными коллекторами при высоком напоре законтурных вод.