Тема 9. Объект и система разработки

⇐ ПредыдущаяСтр 15 из 30Следующая ⇒

Нефтяные месторождения – это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким геологическим структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение и различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтеносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород, а иногда находятся на отдельных участках месторождения.

Обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда и разными технологиями. Приступая к разработке нефтяного месторождения, нефтедобывающая компания должна обосновать три основных стратегические задачи, отвечающие максимально возможной степени выработки запасов нефти с приемлемой рентабельностью при применении наиболее прогрессивных методов, техники и технологии извлечения нефти:

• выделить объекты разработки;

• обосновать систему разработки месторождения;

• обосновать технологию разработки месторождения.

9.1 Выбор объектов по разрезу и площади месторождения. Объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки; обоснование целесообразности объединения

Эксплуатационный объект разработки – это искусственно выделенное в пределах данного месторождения геологическое образование (продуктивный пласт, часть пласта, группа пластов), извлечение нефти из которых осуществляется самостоятельной (своей) сеткой скважин.

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. С точки зрения экономии металла, труб и других материалов для бурения и обустройства месторождения, т.е. капитальных затрат, желательно включить в один объект разработки как можно большее число пластов. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны.

Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и в ряде случаев приводит к снижению извлекаемых запасов нефти в целом по объекту. Поэтому обоснование выделения объектов разработки является одной из ответственных стратегических задач разработки нефтяного месторождения.

Объекты разработки иногда подразделяют на самостоятельный и возвратный.

Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты, имеющие значительную толщину с мощными непроницаемыми разделами. При небольшой толщине пластов и наличии зон слияния, осложняющих раздельное нагнетание воды в каждый пласт и регулирование процессов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объект. При выделении объектов разработки следует учитывать следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. В один объект разработки можно включить пласты, имеющие близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, величины начальных приведенных пластовых давлений и совпадающие в плане площади нефтеносности. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщинам, а также начальному пластовому давлению пласты нецелесообразно объединить в один объект. Сильно различающиеся по площадной и послойной неоднородности пласты тоже нецелесообразно объединять в один объект разработки.

Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут отличаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, поэтому включение их в один объект разработки неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений было замечено, что средний коэффициент продуктивности скважин К^п_сов, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы К^п_сум средних коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно. Физическая сущность этого явления изучена недостаточно. Ряд исследователей считает, что снижение продуктивности происходит из-за перетоков жидкости между пластами, другие объясняют потерями за счет гидравлических сопротивлений в стволе скважин, некоторые исследователи объясняют это взаимовлиянием эксплуатируемых пластов.

Если в один эксплуатационный объект объединяются большое количество пластов, максимальное значение уменьшения коэффициента продуктивности скважин при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной достигает 35-45 %.

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефть с неодинаковыми свойствами, например, по вязкости, нецелесообразно объединять в один объект разработки, так как для извлечения продукции необходимо применять разные технологии воздействия на них, требующие различную систему расположения и различную плотность сетки скважин.

Существенное значение при выделении объектов имеют физико-химические свойства пластовых вод, их возможность смешения. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определенного состава, может вызвать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

3. Фазовое состояние углеводородов и режимы пластов. Например, нельзя объединить в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

4. Возможность управления процессом разработки (очень много пластов объединять в один объект нецелесообразно)

5.Технология разработки и техника- технология эксплуатации скважин (если пласты рентабельно разрабатывать самостоятельно, то их объединять нецелесообразно)

Целесообразность объединения пластов в один объект эксплуатации, предварительно установленная по перечисленным геологическим признакам, далее уточняется технологическим анализом и технико-экономическими расчетами.

Одним из последних достижений в технике и технологии добычи является технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов. Применение такой технологии позволяет совместить достоинства разукрупнения объектов разработки с достоинствами совместной эксплуатации пластов. При этой технологии скважина может добывать нефть из двух объектов одновременно, обеспечивая на каждый из объектов свое оптимальное именно для этого объекта воздействие. Таким образом, потери извлекаемых запасов не происходит, а рентабельность процесса повышается за счет уменьшения количества необходимых скважин.

При этом наиболее экономична однолифтовая модификация ОРЭ, когда смешение добываемых из двух объектов флюидов происходит в одной НКТ в скважине. Однако, эта модификация осложняет процесс контроля за разработкой отдельных объектов и, кроме того, неприменима при существенных различиях в физико-химических свойствах пластовых флюидов. Двухлифтовая конструкция позволяет использовать одну скважину для полностью раздельной добычи углеводородов из двух объектов по разным НКТ. Развиваются также технологии одновременно-раздельной закачки.

9.2 Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом. Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.

Система разработки - это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выделение объектов и установление последовательности их разбуривания и разработки; обоснование методов воздействия на пласты и режимов разработки, т.е. технологии разработки; обоснование сетки, соотношения и геометрии расположения нагнетательных и добывающих скважин; обоснование основных способов контроля и управления процессом разработки.

Процесс разработки месторождения регулируют, изменяя общее число и соотношение добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение на площади, устанавливая различные режимы работы скважин в процессе их эксплуатации.

На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

- наличию или отсутствию воздействия на пласт;

- по расположению скважин.

По геометрии расположения скважин на площади выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин.

Для систем с равномерной расстановкой скважин характерно их расположение по правильным геометрическим сеткам, обеспечивающим высокую степень вскрываемости отдельных линз коллекторов: квадратной или треугольной (рис.9.1-9.2). Каждая из них имеет свои преимущества и недостатки. При последовательном сгущении треугольной сетки на каждом этапе число скважин возрастает в 3 раза.

Рис.9.1. Прямоугольная сетка скважин

Рис.9.2. Треугольная сетка скважин

Квадратная сетка гибкая при сгущении, на каждом этапе число скважин удваивается. Поэтому квадратные сетки нашли более широкое применение на практике.

Для объектов с двумя пластами целесообразно бурение скважин по квадратной сетке, а для объектов с тремя пластами – по треугольной.

Для систем с неравномерным расположением скважин предполагают разработку залежей цепочками или рядами скважин, параллельными контуру нефтеносности или рядам нагнетательных скважин. Расстояния между скважинами в рядах и между рядами неодинаковые.

По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с воздействием на пласт

Системы без воздействия на пласт используют в процессе разработки нефтяных месторождений естественную пластовую энергию. Лучшие результаты достигаются в условиях упруговодонапорного и газонапорного режимов, обеспечивающих высокую степень нефтеизвлечения.

Наиболее распространены в нашей стране системы с воздействием на пласт путем закачки в него воды.

Каждую систему разработки можно характеризовать пятью основными параметрами, величина которых обосновывается в процессе составления технологической схемы разработки месторождения:

1.Фонд скважин - общее число скважин всех категорий, пробуренных на эксплуатационном объекте. Эксплуатационный фонд скважин- общее число нагнетательных, добывающих и находящихся в освоении скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на основной и резервный.

Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки.

Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.

Наряду с основным, выделяются контрольные, оценочные, специальные скважины и скважины-дублеры.

К контрольным относятся наблюдательные и пьезометрические скважины.

Наблюдательные скважины предназначаются для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного и газонефтяного контактов в процессе разработки.

Пьезометрические скважины предназначены для систематического измерения пластового давления в законтурной зоне и в продуктивной части пласта.

Оценочные скважины бурятся с целью уточнения параметров и режимов работы пластов, выявления и уточнения границ продуктивных пластов, оценки выработки запасов нефти на отдельных участках залежи.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам добывающих и нагнетательных скважин.

Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих компаний могут числиться законсервированные скважины. К ним относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации.

2. Плотность сетки скважин, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину S_c, га/ скв. Она равна частному от деления площади нефтеносности на общее число добывающих и нагнетательных скважин основного фонда.

3. Удельные извлекаемые запасы нефти на одну скважину N_с (параметр А.П. Крылова), величина которых учитывается при выборе плотности сетки скважин. Минимальное значение этого параметра должно быть достаточной для рентабельной эксплуатации скважин за весь период разработки.

4. Соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин, от величины которого зависит интенсивность системы разработки. В пятирядных системах он равен 5, в пятиточечных площадных системах- 1

5. Соотношение числа резервного и основного фонда скважин. При составлении проектов разработки основной фонд скважин размещается на карте расположения скважин, а резервный фонд - нет, определяется только число их и закладывается в технико-экономические расчеты. Число резервных скважин может достигать до 25 % от основного фонда скважин.

⇐ Предыдущая 10 11 12 13 141516 17 18 19 Следующая ⇒