Коротенко В.А., Кряквин А.Б., Грачев С.И., Хайруллин Ам. Ат., Хайруллин Аз. Ам.

 

Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособие – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013, с.159.

В учебном пособии рассмотрены основные способы разработки нефтяных месторождений и методов увеличения нефтеотдачи. В основе применяемых методов, технологий разработки месторождений, применяемых гидродинамических моделей помимо геологических особенностей строения залежей лежат физические законы. Понимание физических процессов, происходящих в пластах, обусловливает выбор рациональной технологии разработки месторождений и соответствующему подбору методов увеличения нефтеотдачи.

Пособие рекомендуется бакалаврам, студентам, магистрам и аспирантам специальности «Нефтегазовое дело».

 

Рецензенты:

Профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Н.Н. Михайлов доктор технических наук.

Заведующий кафедры алгебры и математической логики Тюменского государственного университета, В.Н. Кутрунов доктор физико-математических наук, профессор.

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Разработкой нефтяных месторождений называется научно обоснованный процесс извлечения из недр, содержащихся в них углеводородов. Этот процесс основывается на создании и управлении фильтрационными потоками флюидов (нефти, воды и газа) в пласте к забоям добывающих скважин для более полной выработки запасов нефти и газа. Разработка нефтяных и газовых месторождений опирается на достижения таких наук как подземная гидромеханика, физика нефтяного и газового пласта, геофизика, математика.

По мере выработки запасов нефти и газа для увеличения темпов добычи применяются методы увеличения нефтеотдачи, основанные на физических взаимодействиях: между пластовыми флюидами и породой коллекторов; между закачиваемыми реагентами и углеводородами.

Закон фильтрации Дарси был открыт 1856 году, но только в 20 веке были разработаны основы физики и механики пористых и трещиноватых сред, процессов извлечения из них нефти и газа. Основы современной теории и практики разработки нефтяных и газовых месторождений были заложены и разработаны: Маскетом М., Лавереттом, Губкиным И.М., Крыловым А.П., Лейбензоном Л.С., Муравьевым И.М., Христиановичем С.А., Чарным Н.А., Щелкачевым В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Борисовым Ю.П., Желтовым Ю.П., Баренблаттом Г. И., Николаевским В.Н., Телковым А.П., Медведским Р.И., Сургучевым М.Л., Лысенко В.Д. и другими.

В середине 20 века были решены ряд проблем, связанных с разработкой месторождений на естественных и смешанных режимах. Начали активно развиваться методы геофизических и гидродинамических исследований скважин. Возникли новые модели нефтяных пластов трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов. Для проектирования и регулирования процессов разработки использовали точные и приближенные математические решения задач подземной гидромеханики. В последние годы широко используются численные методы и компьютерное моделирование.

В конце 50-60х годах в результате падения начального пластового давления основным методом воздействия на пласт стала закачка воды в пласт, осуществляющая две функции: 1) поддержания (увеличения) пластового давления (ППД); 2) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин. При этом учитывались геологические особенности строения разрабатываемых залежей. Это явилось одним из первых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Дальнейшим развитием этих методов стали гидродинамические методы воздействия на пласт.

В последствие кроме закачки обычной пресной воды начали воздействовать на пласт водными растворами химических реагентов. При разработке залежей, содержащих высоковязкие нефти, широкое распространение получили тепловые методы.

При разработке месторождений, на второй и последующих стадиях разработки, в пласте возникают потоки совместной фильтрации: нефть+газ, нефть+вода, нефть+газ+вода. В пласте происходит многофазная многокомпонентная фильтрация, что в свою очередь, затрудняет увеличение добычи углеводородов и требует применения МУН, учитывающих условия совместной фильтрации.

Большинство старых уникальных нефтяных месторождений, обеспечивающих ранее основную долю добываемой нефти, истощено. Эксплуатационные объекты новых месторождений или новые пласты старых, истощенных месторождений обладают низкими фильтрационно – емкостными свойствами, неоднородностью, сложностью геологического строения. Для извлечения нефти, выбора соответствующих технологий необходимо учитывать физические и химические процессы, оказывающие существенное влияние на выработку трудноизвлекаемых запасов.

В пособии излагаются известные способы разработки нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, применение которых зависит от происходящих в пласте физических процессов. Разработка нефтяных месторождений неразрывно связано с методами увеличения нефтеотдачи, поэтому логично было объединить их в одном пособии.

В первой главе изложены основные геологические и физические понятия, определения, используемые в других главах. Во второй главе рассмотрена разработка нефтяных месторождений на естественных режимах, виды пластовой энергии. Особое внимание уделено причинам проявления упругой энергии деформации. В третьей главе излагаются системы разработки нефтяных месторождений (НМ) с воздействием на пласт, технологические показатели разработки, основные виды заводнения. В четвертой главе рассматриваются модели разработки НМ, особое внимание уделено моделям, описывающим фильтрацию в сложнопостроенных коллекторах. В пятой главе приводятся основные проектные документы по разработке НМ, рассмотрены проблемы, возникающие при эксплуатации и разработке сложнопостроенных залежей. Шестая глава посвящена обзору геологического строения и методов разработки месторождений высоковязких нефтей. В седьмой главе рассматриваются методы повышения нефтеотдачи, их связь с регулированием разработки НМ. В восьмой главе излагаются физико – химические методы воздействия на пласт. В главе девять рассмотрены гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Подчеркнуто, что не всякое нестационарное заводнение является циклическим. Глава десять посвящена газовым и водогазовым методам увеличение нефтеотдачи. В одиннадцатой главе рассматриваются тепловые, термические МУН, применяемые для выработки запасов высоковязких нефтей. Глава двенадцать посвящена особенностям эксплуатации скважин после ГРП, скважин с горизонтальным окончанием и акустическим методам воздействия на ПЗП.

В приложении 1 приводятся дополнительные сведения о фильтрации на стационарных режимах фильтрации, позволяющие уяснить физические особенности, происходящих в пласте процессов. Рассмотрены радиусы возмущения давления в залежах, насыщенных маловязкими и высоковязкими нефтями. В приложении 2 рассмотрены некоторые особенности ГРП в сложнопостроенных коллекторах. В приложении 3 приведена классификация составов нефтей, дано понятие об эффективной температуре, необходимой для применения тепловых МУН. Приводится метод определения начального градиента давления.

В пособии не рассматриваются методы контроля за разработкой нефтяных месторождений, которые подробно изложены в работах [3,7,13], и предлагаются для самостоятельной работы обучающихся.

 

ЧАСТЬ 1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

ГЛАВА 1.ПОНЯТИЯ И ПАРАМЕТРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПРОЦЕССЫ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ.

1.1. Основные геологические понятия.

Залежью называется естественное локальное скопление нефти в одном или нескольких гидродинамически связанных пластах.

Месторождение – это совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенных на одной локальной площади. Месторождение может быть одно- или многопластовое.

Залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. Однофазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях одну фазу.

Газовые залежи (ГЗ) содержат легкие углеводороды (С-С₄) в газообразном виде. В газоконденсатных залежах (ГКЗ) кроме легких углеводородов содержатся более тяжелые С₅₊- С₈, которые в пластовых условиях находятся в газообразной форме, а в нормальных (на поверхности), представляют собой углеводородную жидкость – конденсат. Нефтяные залежи (НЗ) содержат более тяжелые углеводороды С₉-С₁₅ в жидком состоянии. Более легкие углеводороды растворены в нефти и, следовательно, в пластовых условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов, в нефти растворены асфальтены, смолы, парафины и другие химические соединения.

Двухфазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях две фазы. К ним относятся нефтегазовые залежи (НГЗ), газонефтяные (ГНЗ), газоконденсатонефтяные залежи (ГКНЗ). В двухфазных залежах более легкие углеводороды находятся газообразной форме, более тяжелые – в жидком состоянии. Конденсат частично растворен в нефти, частично в газе. Условная линия раздела жидкой и газовой фаз называется газонефтяной контакт – ГНК рис.1.1.

 

Рис.1.1. Нефтегазовая залежь.

В двухфазной залежи (пласте) одновременно находятся две фазы – газообразная (газ) и жидкая (нефть) - непроницаемой границы между ними нет, это единая гидродинамическая система. Извлечение нефти ведет к перераспределению давления в газовой шапке, возникновению двухфазной фильтрации, изменению положения ГНК, внутреннего и внешнего контуров газоносности.

Геологические особенности строения пластов характеризуются следующими коэффициентами:

- коэффициент расчлененности:

,

Где n_i - число прослоев в i - скважине, N – число всех скважин.

- коэффициент песчанистости:

,

Где h_iэф – эффективные толщины пропластков в i - скважине, H_i – общая толщина пласта, вскрытого i - скважиной, N – число скважин.

 

1.2 Фильтрационно – емкостные свойства коллекторов.

Коллекторами называют горные породы, способные содержать в себе флюиды и отдавать их при перепаде давления (при современных технологиях). Коллекторы характеризуются фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС).

Емкостные свойства терригенных пород характеризуются коэффициентами пористости. Под пористостью понимается наличие в породе пор (пустот), в которых содержатся флюиды (газ, нефть, пластовая вода).

Коэффициент общей пористости определяется соотношением

Здесь V_обр - объем образца, V_пор - объем порового пространства, V_зак – объем закрытых пор, V_от – объем открытых пор.

Коэффициент открытой пористости определяется как

Динамическая (эффективная) пористость:

, где V_пор^дин – объем пор с движущимся флюидом.

Таким образом, из определений следует

m_дин ≤ m_от ≤ m.

Емкостные свойства трещиноватых пород характеризуются коэффициентом трещиноватости, определяемым как отношение объема трещин к объему образца. Если коллектор трещиновато – пористый, то его емкостные свойства характеризуются суммой коэффициентов пористости и трещиноватости.

Коэффициенты насыщенности – определяются отношением объема пор, занятых флюидом, к объему открытых пор:

- коэффициент нефтенасыщенности;

- коэффициент водонасыщенности.

Для двухфазной среды выполняются соотношения

V_н - объем пор, заполненных нефтью, V_в – объем пор, заполненных водой.

Аналогично можно рассмотреть наличие в поровом пространстве пласта трех фаз: воды, нефти и газа [1].

Проницаемость - свойство горной породы пропускать через себя флюиды при перепаде давления. Проницаемость является фильтрационным параметром.

При разработке месторождений в пластовых условиях встречаются различные виды фильтрационных потоков: раздельное движение нефти, воды, газа; их совместные фильтрации: двух или трех фаз. В зависимости от количественного и качественного состава фаз проницаемость пористой среды будет различной. Поэтому для характеристики фильтрационной способности коллектора введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Абсолютная проницаемость (k_абс) - это фильтрующая способность породы (керна) для инертного газа (воздуха, азота). Считается, что молекулы инертного газа не взаимодействуют с частицами породы.

Фазовой проницаемостью называется проницаемость коллектора для данной фазы нефти k_н, воды k_в, газа k_г при наличии в пустотном пространстве других фаз, независимо от того, движутся они или покоятся.

Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной:

, , 0 ≤k_фаз^* ≤1

Размерность коэффициентов проницаемости

[k] = м², мкм², Д, мД; 1 мкм² = 10^{-12 м2}» 1 Д =10^-3 мД.

Относительные и фазовые проницаемости зависят от коэффициента водонасыщенности.

 

 

1.3. Неоднородность и анизотропия коллекторов

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают разнообразными свойствами. Нефть может находиться в песчаниках, алевролитах, обладающих межзерновой пористостью, а также в известняках, доломитах, глинистых породах, обладающих микротрещинами и кавернами.

Различие ФЕС на отдельных участках пласта называют литологической неоднородностью.

Наличие трещин и литологическая неоднородность пород-коллекторов оказывают существенное влияние на процессы извлечения нефти и газа.

Под анизотропией пласта понимают неодинаковость физических свойств в трех взаимно-перпендикулярных направлениях.

Для однородно-анизотропного пласта вводится понятие – коэффициент анизотропии

где k_г = k_х = k_y – коэффициенты проницаемости вдоль напластования; k_в = k_z - коэффициент проницаемости перпендикулярно напластованию [2].

 

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ.

 

Разработка нефтяных месторождений обычно начинается на естественных режимах, без воздействия на пласт, нагнетательные скважины еще не построены, закачка воды не происходит. Для извлечения нефти, ее притока к забоям добывающих скважин используется энергия пласта. Прежде чем говорить о видах пластовой энергии, рассмотрим естественное состояние пласта до его первичного вскрытия бурением.

 

2.1. Горное давление и эффективное давление.

Рассмотрим пласт, расположенный на глубине H. На пласт давит вес вышележащих горных пород. Следовательно, пласт находится в деформированном, сжатом состоянии.

Пусть средняя плотность вышележащих пород - ρ_г , среднее пластовое давление - p₀. Если аппроксимировать пласт пластиной толщины h, лежащей на упругом основании (подошве), то горное давление, вызванное весом вышележащих пород, можно отождествить с равномерно – распределенной нагрузкой s_г, действующей на пласт, рисунок 2.1.

 

Рис.2.1. Горное давление - s_г, среднее пластовое давление - p₀,

H - глубина залегания пласта, h – толщина пласта.

Горное давление определяется формулой

(2.1)

Пластовое, поровое давление определится соотношением

(2.2)

Где ρ_в – плотность воды, g – ускорение свободного падения.

Эффективное давление пласта определяется соотношением

(2.3)

Пусть H =2500м, g =9,8м/с², ρ_г =2400кг/м³ , ρ_в =1000кг/м³.

Значения горного, пластового и эффективного давлений будут равны:

s_г =58,8МПа, p₀ =24,5 МПа, s_эф =33,3МПа.

Таким образом, нефтяной пласт сжат горным давлением, величина которого зависит от глубины залегания и плотности вышележащих пород. Эффективное давление, которое воспринимают частицы твердой породы пористого пласта, зависит от горного давления и от пластового давления. При эксплуатации скважин давление в призабойной зоне пласта уменьшается, эффективное давление возрастает, что может привести к образованию микротрещин, разрушению коллектора, выносу механических примесей, к изменению фильтрационно – емкостных свойств ПЗП, а следовательно, к уменьшению продуктивности скважин.

Таким образом, в естественном, первоначальном положении пласт сжат, деформирован, и его фильтрационно – емкостные свойства зависят от напряженно – деформированного состояния.

В силу различных геологических особенностей формирования и залегания залежей, в пластах может наблюдаться аномально низкое (АНПД) и аномально высокое (АВПД) пластовые давления.

Для залежей с АНПД часть нагрузки вышележащих пород принимает на себя плотные, не являющиеся коллекторами породы. В этом случае пластовое давление определяется непосредственно замерами, горное давление необходимо определять с учетом сложного условия залегания. Нагрузка от вышележащих горных пород определяется не формулой (2.1), а как для многослойной пластины, с разными толщинами слоев и распределением напряжений между слоями.

В залежах с АВПД пластовое давление гораздо больше, чем определяемое по (2.2). Так на Салымском месторождении пластовое давление в залежи баженовской свиты, пласт Ю₀, равно 46-48 МПа, глубина залегания пласта 2700-2800м. Эффективное давление в этом случае будет равно 16,5 МПа.

Следовательно, геологические условия формирования залежи, ее строение, определяют напряженно – деформируемое состояние пласта и влияют на выбор будущей системы разработки и способы эксплуатации скважин.

 

2.2. Виды пластовой энергии.

Различают два вида пластовой энергии пласта - потенциальную и энергию упругой деформации [3].

Потенциальная энергия положения определяется по известной из классической физики формуле

Е_п = МgH, M = V_фr_ф, Е_п = V_фr_фgH = V_ф р,

где М – масса пластовой нефти, воды, газа; g – ускорение свободного падения; V_ф – объем флюида в пласте; ρ_ф – плотность флюида; H – глубина залегания пласта; р – поровое давление. Таким образом, потенциальная энергия зависит от объема флюида и пластового давления.

Энергия упругой деформации согласно закону Гука определяется как

Е_д = F´Dl, где F – сила, вызывающая деформацию, Dl – линейная деформация; сила равна

F = рS, где р – давление, S – площадь; энергия деформации будет равна Е_д = рS ´Dl,

Пренебрегая площадным изменением объема, и полагая, что изменение объема связано с линейной деформацией соотношением DV=S´Dl, получим

Е_д = р´DV,

где DV -приращение объема пористого пласта, содержащего флюиды. Если сжимаемостью частиц твердой фазы коллектора пренебречь, то ΔV=ΔV_пор, где ΔV_пор - изменение объема пор. Коэффициент сжимаемости, упругоемкости среды β* определяется как [4]

β^* - коэффициент упругоемкости пласта,

Е_д = b^*VpDp. (2.4)

Таким образом, энергия деформация зависит от давления, изменения давления, депрессии Δp, объема пласта и коэффициента упругоемкости, характеризующего упругие свойства коллектора. Коэффициент упругоемкости характеризует упругие свойства деформируемого, сжатого пласта, насыщенного флюидами.

 

2.3. Основные источники пластовой энергии.

Энергия не берется из ничего. Она проявляется, освобождается при изменении первоначального состояния системы, в данном случае пласта. При эксплуатации добывающих скважин давление на забое падает, при работе нагнетательных скважин давление на забое возрастает. Из формул предыдущего параграфа видно, что виды энергии зависят от давления. Пластовая энергия проявляется в процессе снижения давления, в создании депрессии. Только изменение давления, наличие депрессии обусловливает фильтрацию жидкостей и газов, их продвижение к забоям добывающих скважин [3,4,5].

В зависимости от геологического строения залежи, ФЕС, источниками пластовой энергии являются:

1) Энергия напора пластовой воды.

2) Энергия расширения свободного газа (газа в газовой шапке).

3) Энергия расширения растворенного в нефти газа.

4) Энергия упругой деформации флюида и пласта.

5) Энергия напора (положения) нефти.

Вышеперечисленные виды энергии могут проявляться совместно.

Пластовая энергия зависит от давления, упругости флюидов и пласта, объемов флюидов, количества газа, растворенного в нефти.

Пластовая энергия расходуется на преодоление сил сопротивлений: капиллярных, гравитационных, сил вязкости.

 

2.4. Режимы работы нефтяных залежей.

Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.

По преобладающему виду пластовой энергии различают режимы работы (разработки) нефтяных залежей.

Упругий режим – характеризуется превышением пластового давления над давлением насыщения, углеводороды - нефть находится в однофазном состоянии. Фильтрация нефти происходит за счет упругой энергии деформации нефти и пласта. Давление от пластового на контуре питания до давления на забое скважины изменяется по логарифмическому закону. Вокруг забоя скважины образуется воронка депрессии [5], рисунок 2.2.

Рис. 2.2. Воронка депрессии. p_c - давление на забое скважины,

p_пл - пластовое давление на контуре питания, R - радиус контура питания.

Депрессия определяется как Δp=p_пл-p_с. Для стационарной фильтрации давление на контуре питания постоянно, поддерживается за счет законтурных пластовых вод, либо засчет создаваемого давления нагнетательными скважинами. Подробнее о стационарной фильтрации нефти изложено в приложении 1.

Если залежь литологически ограниченна, то выполняется замкнуто-упругий режим. В этом случае давление на контуре питания падает, уменьшается депрессия, снижаются дебиты скважин.

 

2.5.Упруговодонапорный режим

Упруговодонапорный режим осуществляется при наличии активных

законтурных пластовых вод. Вытеснение нефти происходит за счет упругой энергии пластовых вод при наличии хорошо проницаемой и достаточно обширной водонасыщенной зоны.

С момента начала распространения воронки депрессии за пределы внутреннего контура нефтеносности и вторжения в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону, происходит процесс вытеснения нефти водой к забоям добывающих скважин. Начинается совместная фильтрация нефти и пластовой воды, продукция начинает обводняться, хотя нагнетание воды пласт еще не происходит.

Если количество отбираемой жидкости (нефть+вода) равно количеству поступаемой в чисто нефтяную зону пластовой воды, то такой режим называется жестким водонапорным. В естественных условиях такой режим практически не встречается, но его выделение способствует надежному и успешному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение баланса между отбором жидкости и поступлением в пласт свидетельствует о том, что работают другие виды энергии.

Количество поступаемой в пласт воды из законтурной области можно определить по формуле Пилатовского [2,13].

 

2.6. Режимрастворенного газа

Этот режим обусловлен проявлением упругой энергии расширения (деформации) растворенного в нефти газа. При снижении давления ниже давления насыщения газ начинает выделяться из нефти. Это приводит к образованию в пласте газированной жидкости и возникновению в пласте двухфазной фильтрации газ + нефть.

Объем газа V_г р астворенного в объеме нефти V_н определяется законом Генри

V_г = р S_p V_н.

Где S_p – коэффициент растворимости газа в нефти.

Часть пузырьков газа всплывает, накапливается в своде, образует вторичную газовую шапку. Если Рпл=Рн, то этот режим реализуется в двух фазах. Первая фаза – депрессионные воронки скважин расширяются, сливаются (рис.2.2). Вторая фаза ведет к общему падению давления в залежи. Для режима растворенного газа характерен высокий темп падения давления, увеличение газового фактора.

 

2.7. Газонапорный режим

Газонапорный режим или режим газовой шапки осуществляется за счет проявления энергии расширения сжатого газа в газовой шапке и возможен только при опережающей разработки нефтяной части пласта нефтегазовой залежи. Давление в нефтяной части пласта падает. За счет разницы давлений (депрессии) в газовой шапке и в нефтяной зоне происходит вытеснение нефти из пласта газом, вторгающимся из газовой шапки. Давление газа в газовой шапке уменьшается.

При упругом газонапорном режиме при некотором снижении давления на ГНК вследствие отбора нефти начинается расширение газа в газовой шапке. При жестком газонапорном режиме при отборе нефти давление в газовой шапке считается постоянным. Это возможно при больших объемах газа в газовой шапке. Изменение первоначального положения ГНК называется конусообразованием. Депрессии и дебиты при разработке на газонапорном режиме малы, при прорыве газа к интервалам перфорации нефтяных скважин газовый фактор резко возрастает.

 

2.8. Гравитационный режим

Гравитационный режим начинает проявляться, когда остальные виды энергии истощаются, и действует только потенциальная энергия нефти (гравитационные силы).

Выделяют: 1). Гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности – напорно-гравитационный. Нефть под давлением силы тяжести перемещается вниз по пропластку. Дебиты небольшие и постоянные.

2). Гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше, чем в предыдущем режиме и со временем уменьшаются.

 

2.9. Смешанные режимы

При одновременном проявлении разных видов энергий в пласте возникают нескольких режимов, которые действуют одновременно. Например, при разработке нефтяной части нефтегазовой залежи, подстилаемой активной подошвенной водой. Работают режимы газонапорный и упруговодонапорный. Давление на забое добывающей скважины меньше, чем давления в газовой шапке и водонасыщенной части пласта. В пласте образуются зоны совместной фильтрации: нефть – газ, нефть – вода. Изменяется первоначальные положения ГНК и ВНК. Вода и газ прорываются к отверстиям перфораций добывающих скважин. Образуются два конуса: газа сверху, воды снизу. Продукция загазовывается и обводняется [2].

 

ГЛАВА 3. СИСТЕМЫ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

3.1. Эксплуатационный объект разработки

Разработка месторождений на естественных режимах длится недолго, 3-5 лет. Для дальнейшего увеличения нефтеотдачи применяются системы, методы разработки залежей с воздействием на пласт.

Под системой разработки НМ и НЗ понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки НМ определяют: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластовых месторождений в разработку; сетки размещения скважин на объектах; темп и порядок ввода скважин в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Различают системы разработки однопластовых и многопластовых месторождений. Одним из основных понятий, используемых при разработке нефтяных месторождений, является эксплуатационный объект.

Под элементарным объектом разработки многопластового нефтяного месторождения понимается пласт, залежь, которая разрабатывается самостоятельной сеткой скважин.

Если несколько залежей, пластов разрабатываются одной сеткой скважин совместно, говорят о разработке эксплуатационного объекта.

Таким образом, эксплуатационный объект или объект разработки – это совокупность элементарных объектов (залежей, пластов), разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин совместно. На многопластовом месторождении может быть несколько эксплуатационных объектов, которые разрабатываются одновременно. Для многопластового месторождения в результате изучения геологического строения пластов, ФЕС, установления категорий геологических запасов, выделяется основной эксплуатационный объект разработки, который разрабатывается в первую очередь. Разработка остальных пластов может начаться позже, когда основная часть извлекаемых запасов из основного объекта выработана. Если скважины основного эксплуатационного объекта переводятся на другой пласт, то такой пласт называется возвратным. Причем оба пласта могут эксплуатироваться полностью или частично одной системой скважин.

В дальнейшем будем рассматривать системы и показатели не всего месторождения в целом, а эксплуатационных объектов.

 

3.2. Нефтеотдача пластов и коэффициенты извлечения нефти.

Показателем эффективности режима разработки является нефтеотдача – степень полноты извлечения нефти. Нефтеотдача характеризуется коэффициентами извлечения нефти (КИН).

Проектный (прогнозируемый, конечный) КИН η_к обосновывается и планируется при подсчете запасов и проектировании разработки месторождения. После его обоснования планируются и утверждаются извлекаемые запасы нефти N.

Где G – геологические (балансовые) запасы.

При разработке месторождения на естественных режимах конечный КИН η_к может принимать следующие значения:

водонапорный режим h_к =0,5÷0,8

газонапорный режим h_к =0,1÷0,4

режим растворенного газа h_к =0,05÷0,3

гравитационный режим h_к =0,1÷0,2

Текущий КИН определяется следующим отношением

,

где Q_тек(t) – текущая добыча нефти, например добыча нефти за год, Q_нак(t) – накопленная добыча - количество нефти, добытое с начала разработки, t – время разработки месторождения. Текущая добыча нефти в зависимости от времени разработки залежи и примененных методов повышения нефтеотдачи может возрастать и убывать во времени. Накопленная добыча только возрастает, следовательно, текущий КИН с течением времени возрастает (рис.3.1).

Рис. 3.1. Изменение текущего КИН во времени.

 

3.3. Системы размещения скважин – системы разработки эксплуатационного объекта на естественных режимах.

На первой стадии разработки или при разработке эксплуатационного объекта на естественных режимах. При слабой активности пластовых законтурных вод применяется равномерное расположение скважин по трех - или четырехточечной сетке:

а) б)

 

Рис.3.2. а) Трехточечная и б) Четыретырехточечная системы размещения скважин. 1 – контур нефтеносности; 2 – добывающие скважины.

При опережающей разработке нефтяной части пласта (подгазовой зоны) нефтегазовой залежи добывающие скважины размещаются между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности, то-есть в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ).

 

Рис.3.3. 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – добывающие скважины; 4 и 5 - внешний и внутренний контуры газоносности.

 

3.4. Системы разработки своздействием на пласт

3.4.1. Коэффициенты вытеснения нефти и охвата пласта заводнением.

Системы разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт закачкой воды относятся к первичным методам увеличения нефтеотдачи (МУН) [6]. Применяются в конце первой стадии разработки месторождений. К этому времени по запроектированной и утвержденной системе разработке (размещения добывающих и нагнетательных скважин, выборов режимов их эксплуатации и т.д.) начинают вводить в эксплуатацию нагнетательные скважины. Закачиваемая в пласт вода выполняет две функции. 1-я - при разработке на естественных режимах происходит падение пластового давления, дебиты скважин падают. Нагнетаемая в пласт вода восполняет потери пластового давления, восстанавливает, поддерживает пластовое давление (ППД), увеличивается энергия пласта, необходимая для вытеснения нефти, и, следовательно, для увеличения нефтеотдачи. 2-я – в результате нагнетания воды в пласт происходит вытеснение нефти. При продолжительной закачки вода вымывает оставшиеся частицы нефти, отрывает их от поверхности первоначально промытых поровых каналов.

При вытеснении нефти из пласта водой по предложению А.П.Крылова вводят коэффициенты вытеснения h_в и коэффициента охвата пласта заводнением h_о.

Коэффициент вытеснения нефти h_в – это отношение объема нефти, вытесненной из области пласта(накопленной) Q(t), занятой рабочим агентом (водой, газом) к начальному содержанию нефти в этой области G₁:

Коэффициент охвата пласта заводнением определяется как h_о - отношение нефтенасыщенного объема породы, охваченного вытеснением, ко всему объему нефти в пласте:

Коэффициент извлечения нефти будет равен произведению коэффициентов вытеснения и охвата.

h = h_в´h_о

Коэффициент вытеснения h_в зависит от отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента, от однородности пласта, диаметров пористых каналов, т.е. от проницаемости, смачиваемости породы.

Для высокопроницаемых коллекторов с малой вязкостью нефти h_в =0,8÷0,9, для слабопроницаемых h_в =0,25÷0,4. При смешанном вытеснении нефти водой и газом h_в =0,9÷0,98 (0,7÷0,8), [3,5].

Коэффициент охвата характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин и неохваченных дренированием и заводнением зон, зависит от неоднородности пласта в целом и выбранной системы разработки

h_о = 0,7 ÷ 0,9 для воды,

h_о = 0,2 ÷ 0,3 для газа.

Дальнейшее развитие теория разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт получила в трудах советских и российских ученых. Коэффициент извлечения нефти принимается равным произведению трех, четырех, пяти коэффициентов [7].

3.5. Системы разработки месторождений.

3.5.1. Одновременная разработка эксплуатационных объектов

А. Раздельная разработка.

Применяется для многопластового месторождения, когда каждый эксплуатационный объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Это требует большого количества скважин, приводит к большим капитальным затратам. Использует

123	Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: