Аналитика



Курсы для тех, у кого нет мед. образования, в "Доме Русской Косметики"

www.cosmeticru.com

Системы и технология разработки нефтяных месторождений

1    СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ГЛАВА    МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 1. ОБЪЕКТ И СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ

Н е ф т ян ы е и н е ф т е г а з о в ые м е с т о р о ж -д е н и я - это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. 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 под землей, часто - различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.

Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют разную технологию.

Введем понятие об объекте разработки месторождения. О б ъ -е к т р а з р а б о т к и - 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. 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 разраба-

А    д    Рис.    1. Разрез многопласто

вого нефтяного месторожде-kY    ния


/// //л /// W W /?/

тывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации.

Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рис. 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами (табл. 1). При этом подошва пласта 1 находится на расстоянии 15 м от кровли пласта 2, а подошва пласта 2 отстоит по вертикали от кровли пласта 3 на 1000 м. В таблице (см. рис. 1) приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторождения. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект I), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект II).

Т а б лиц а 1

Геолого-физические свойства

Пласт (см. рис

. 1)

1

2

3

Извлекаемые запасы

нефти, млн. т

200,0

50,0

70,0

Толщина, м

10,0

5,0

15,0

Проницаемость, 10-3

2

мкм2

100,0

150,0

500,0

Вязкость нефти, 10-3

Па • с

50

60

3

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 разработать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти горячей водой, 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.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и 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.

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 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 вследствие того, что 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 их стремятся разделить 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 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 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. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенные в один объект разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин, то 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.

§ 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

Данное в § 1 определение системы разработки нефтяного месторождения - общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако 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.

Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1.    Параметр плотности сетки скважин 5с, равный 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 п, то

S, = S/n.    (I.1)

Размерность [SJ = м2/скв. В ряде случаев используют параметр Soa, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.П. Крылова N^, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:

N^ = N/n.    (I.2)

Размерность параметра [N^j = тонн/скв.

3. Параметр ю, равный отношению числа нагнетательных скважин пн к числу добывающих скважин пд:

ю = пн/пд.    (I.3)

Параметр ю безразмерный.

4.    Параметр юр, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин. 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 п, а число резервных скважин пр, то

Юр = пр/п.    (I.4)

Параметр юр безразмерный.

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 и т.д. Об этих параметр ах будет сказано ниже.

Применяют следующую классификацию 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, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- (рис. 2, а) или трехточечной (рис. 2, •) сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3).

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень 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 SG = 10 ¦* 20 • 104 м2/скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях SG может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов SG = 25    64    •    104 м2/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами SG может быть равен 70 К— 100 • 104 м2/скв. и более.

Параметр Ыкр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других — доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния I между скважинами (см. рис. 2) вычисляют по следующей формуле:

I = Sc1/2,    (I.5)

где I — в м, а S,. — в м2/скв.

Формулу (I.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр ю, естественно, равен нулю, а параметр юр 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 сильноистощенных 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.

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 4 в плане и в разрезе показано расположение добывающих

Рис. 4. Расположение сква-    \    2

жин при законтурном заводнении:


1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины; 3 - нефтяной пласт; 4 -внешний контур нефтеносности; 5 - внутренний контур нефтеносности

и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения.

Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

Помимо параметра Бс для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l01? первым и вторым рядом добывающих скважин l1 2 и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2ас. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих скважин (см. рис. 4) характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500-600 м, ширина месторождения b составляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки - при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров Бс и Ыкр, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

Параметр ю для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.

Параметр юр для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1-0,3.

2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разработки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные и площадные системы.

2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их - блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления с соответствующими последствиями.

Рис. 5. Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая скважина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

О д н о р я д н а я с и с т е м а разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рис. 5. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, помимо расстояния между нагнетательными скважинами 2ан и расстояния между добывающими скважинами 2ас следует учитывать ширину блока или полосы Ьп (см. рис. 5).

Параметр плотности сетки скважин Бс и параметр Ыкр для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О значении параметра юр уже было сказано. Параметр ю для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Так, например, для рассматриваемой однорядной системы ю « 1. Это значит, что число нагнетательных скважин примерно (но не точно!) равно числу добывающих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2ан

и 2ас могут быть различными. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1-1,5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости добывающих скважин равны расходам закачиваемого агента в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того, что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагнетательных и добывающих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой.

Во всех системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить элементарную часть (элемент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.

В неоднородных пластах свойства пород-коллекторов и запасы нефти в элементах могут быть различными, что необходимо учитывать при проектировании разработки пластов. В рядных системах число скважин в нагнетательных и добывающих рядах также может быть различным. Поэтому расположение скважин в таких системах будет только условно геометрически упорядоченным. Тем не менее, хотя бы условно, можно выделять и элементы.

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 6. При этом шахматному расположению скважин (см. рис. 5) соответствуют нагнетательная скважина 2 и добывающая скважина 3.

Не только в однорядной, но и в многорядных системах разработки может применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин.

Т р е х - и п я т и р я д н а я с и с т е м ы .

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы Ьи, но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин /0К1, между первым и вторым рядом добывающих скважин l1 К2 (рис. 7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной

Рис. 6. Элемент однорядной    Рис. 7. Расположение скважин при трехрядной

системы разработки:    системе разработки:

1 - элемент; 2 - “четверть”    1 - условный контур нефтеносности; 2 - до-

добывающей скважины;    3 -    бывающие скважины;    3К-Кнагнетательные

“четверть” нагнетательной    скважины; 4 - элемент трехрядной системы

скважины

системы /2К3 (рис. 8). Ширина полосы Ln зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы /0 К1 = /1К2 = /2 К3 = 700 м, то Ln

4,2 км.

Для трехрядной системы ш * 1/3, а для пятирядной ш *

* 1/5. При значительной приемистости нагнетательных скважин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехряд-

1    2    3

к-И

Рис. 8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - 3 - см. рис. 7

1


Рис. 9. Элемент трехрядной системы разработки:

1 - “четверть” добывающей скважины;    2    -    одна    добывающая

скважина; 3 - “четверть” нагнетательной скважины


ная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

На рис. 9 показан элемент трехрядной системы. Соответствующим образом выделяется элемент пятирядной системы разработки.

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пяти-, семи- и девятиточечную.

П я т и т о ч е ч н а я с и с т е м а (рис. 10). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре - нагнетательная. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1, ш = 1.


Рис. 10. Расположение скважин при пягиточечной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2, 3 - скважины соответственно нагнетательные и добывающие

Рис. 11. Расположение скважин при    Рис. 12. Расположение скважин при

семиточечной системе разработки:

1-3 - см. рис. 10

девятиточечной системе разработки:

1-3 - см. рис. 10

С е м и т о ч е ч н а я с и с т е м а (рис. 11). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Параметр ш = 1/2, т.е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.

Д е в ят и т о ч е ч н а я с и с т е м а (рис. 12). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 3, так что ш = 1/3.

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы “жесткие”, поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трех- и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

Рис. 13. Элемент пятиточечной системы, превращаемый в элемент девятиточечной системы разработки:

1 - “четверти” основных добывающих скважин пятиточечного элемента; 2 -целики нефти; 3 - дополнительно пробуренные добывающие скважины; 4 - обводнение области элемента; 5 -нагнетательная скважина

В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильнонеоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большей гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вертикальному разрезу пластов.

Рис. 14. Схема расположения скважин для разработки пласта с изменением направления вытеснения нефти:

1 - нагнетательные скважины; 2 -добывающие скважины


В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т.е. так называемые целики нефти. На рис. 13 показаны целики нефти в элементе пятиточечной системы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Для регулирования разработки нефтяных месторождений используют очаговое и избирательное заводнения с частичным изменением ранее существовавшей системы разработки.

В особых случаях для разработки пластов, например, с заранее запланированным изменением направления вытеснения, могут использоваться специальные схемы расположения скважин. Одна из таких схем показана на рис. 14, где направление вытеснения можно менять на 90°, выключая и включая, соответственно, ряды нагнетательных скважин.

При использовании наклонно направленных скважин, особенно при разработке месторождений морского шельфа, наклонные стволы должны, по возможности, вскрывать всю разрабатываемую толщу пласта. Скважины бурят с одной или нескольких морских платформ. Для того чтобы “покрыть” всю площадь месторождения скважинами, их стволы делают сильно искривленными (рис. 15). Схему расположения наклонных скважин, пробуренных с морской платформы (рис. 16, а), можно считать “рядной”. Элемент такой схемы представлен на рис. 16, б.

3. Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницаемые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемычками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно направленных скважин, стволы которых, будучи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Однако эффективность таких скважин по сравнению с обычными вертикальными скважинами невелика, так как площади дренирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта

Рис. 15. Схема расположения скважин, буримых и эксплуатируемых с морской платформы:

1 - морская платформа; 2 - уровень моря; 3 - морское дно; 4 - стволы скважин; 5 - перфорированные части стволов скважин, вскрывших пласт; 6 -пласт

Рис. 16. Схема расположения наклонных стволов скважин, вскрывающих разрабатываемый пласт:

а - вид в плане; - элемент пласта в пространстве; 1 - контур нефтеносности; 2, 4 - наклонные стволы добывающих скважин; ; 3 - наклонные стволы нагнетательных скважин; 5 - элемент однорядной системы разработки пласта

(ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана особая система разработки, которую можно назвать скважинно-трещинной системой разработки.

ГРП - это специальная технологическая операция по воздействию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта (“призабойную зону”), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высокое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются трещины. В большинстве случаев при этом создаются трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении (’’вертикальные трещины”), имеющие значительную протяженность (порядка 100 м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гидравлического разрыва пласта обычно получает наибольшее распространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.

Ориентация такой трещины в горизонтальной плоскости зависит от направления главных компонент естественного напряжения в горных породах пласта. Эти направления обычно сохраняются (остаются неизменными во времени) на значительных площадях в пределах месторождений.

а 1    2    б    1    5    2

4    5    4

Рис. 17. Схемы обычной однорядной (Ф) и скважинно-трещинной ( ¦ ) систем расположения скважин:

1 - добывающие скважины; 2 - оставшаяся в пласте нефть; 3 - обводненная область пласта; 4 - нагнетательные скважины; 5 - вертикальные трещины

В настоящее время известны методы инструментального определения ориентации трещин. Это позволяет, в свою очередь, создавать системы разработки, при которых осуществляется прямолинейное вытеснение нефти водой.

На рис. 17, а показана схема продвижения водонефтяного контакта на некотором участке с однорядной схемой расположения скважин, а на рис. 17, б - то же, но при наличии вертикальных трещин, распространившихся в обе стороны от скважин перпендикулярно к направлению вытеснения нефти водой, т.е. в скважинно-трещинной системе разработки. Охват пласта воздействием, а следовательно, и конечная нефтеотдача (см. рис. 17, •) будут выше, чем в случае, представленном на рис. 1 7, а.

§ 3. ВВОД НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РАЗРАБОТКУ

Разработка нефтяного месторождения проходит несколько стадий: начальную, когда его разбуривают и обустраивают; среднюю или основную, соответствующую выходу разработки месторождения на запроектированные показатели; стадию резко падающей добычи нефти, когда при постоянной или несколько растущей добыче жидкости быстро уменьшается добыча нефти и при заводнении растет обводненность продукции скважин; завершающую стадию, в течение которой наблюдаются сравнительно медленное, но стабильное падение добычи нефти и такой же рост обводненности продукции. Соответственно и система разработки нефтяного месторождения не сразу приобретает запроектированный вид. При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени Ат в разработку вводится некоторое число элементов системы Апэ. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны N э, а число скважин пэ, то для одного элемента параметр А.П. Крылова

Nib = N э/Пэ .    (I.6)

Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через w(t). Имеем

w (т) = Апэ/ Ат.    (I.7)

Из (I.6) и (I.7) получим

Темп разработки элемента изменяется во времени. Если от момента т к некоторому моменту времени t в разработку было введено Апэ элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:

Адн= АNэSэ(t -т) = NрW(т)Zэ(t -т)Ат.    (I.10)

В формуле (I.10) темп разработки элемента z3 берется средним за промежуток времени t - т. Для того чтобы определить    добычу    нефти    из месторождения    в целом    к

некоторому моменту времени t, необходимо в формуле (I.10) рассматривать ее изменения за бесконечно малый отрезок времени ^т, а затем перейти к интегралу в пределах от т = 0 до т = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t определится следующим образом:

t

t


qH(t) = Г N wOc)z3(t - т)^с = N ГwOc)z3(t - т)^.    (1.11)

0 э кр    э кр J0

Для количественной оценки влияния скорости ввода элементов системы в разработку и темпа разработки отдельных элементов на изменение добычи нефти из месторождения в целом рассмотрим следующие примеры.

П р и м е р . I.1. Допустим, что темп разработки одного из элементов некоторой системы разработки изменяется во времени по закону, формула которого имеет вид

Zg (т) = z0e'ax.    (1.12)

Поскольку темп разработки элемента есть отношение текущей добычи нефти из скважин этого элемента к его извлекаемым запасам нефти, то за все время разработки из него будет добыто количество нефти, равное его извлекаемым запасам. Будем считать условно, что время разработки элемента велико, т.е. математически стремится к бесконечности. Тогда

Г z 3(x)dt = 1.    (1.13)

0

Подставляя (1.12) в (1.13), получаем, что а = z0. На рис. 18 показано изменение z^x) согласно (I.12). В момент времени т = 0 темп разработки элемента максимальный, равный z0, а при тК^К<» значение zэ К0. Следует отметить, что помимо (I.12) могут быть, конечно, и другие выражения для

гэ(Х)    Рис.    18.    Зависимость    гэ(т) от т при

-1-1_

О    10    20 Т

z^). В рассматриваемом примере будем задаваться различными, но не изменяющимися во времени скоростями ввода элементов системы разработки в эксплуатацию. При этом, если рассматривать одну и ту же систему, то общее число элементов в ней будет постоянным. Ввод их в эксплуатацию с постоянной скоростью w продолжается до момента времени t*, когда все месторождение будет разбурено и обустроено. Поскольку же общее число элементов системы остается неизменным, то

wt* = c = const,    (I.14)

где с - число элементов в системе.

Если элементы вводятся в действие со скоростью w1 > w2, то время tи < < t*2. Подставив (I.12) и (I.14) в (I.11), получим

t

qH(t) = N fwZ0e'Z0<t-т)Л = N w(l - e-Z0t).    (1.15)

ш    э кр J    u    э    кр

0

Формула (I.15) справедлива при 0 < t < t*. Для того чтобы получить изменение добычи нефти из месторождения при t > t*, необходимо условно считать, что при t > t* из эксплуатации выключаются элементы системы с той же скоростью w (включаются в действие элементы с отрицательной скоростью -w). В результате на основе (I.11) получим при t > t*

-ZQ(t -1* )

qH(t) = N э Kpw e

(1.16)


Из (1.16) видно, что при т К^К^ значение дн К^ К0. Пользуясь (I.15) и (I.16), можно заключить, что максимальную добычу нефти из месторождения дн Ктах получают при t = t*. Из (I.14) и (1.15)

Q = n С (1 - e-zot*)    (I    17)

4h max    1 ^э кр t '    v±.i//

Анализ формулы (1.17) показывает, что с уменьшением t*, т.е. с увеличением скорости w ввода элементов системы разработки в действие, максимальная добыча нефти из месторождения дн max увеличивается. При мгновенном вводе в эксплуатацию всей системы разработки имеем следующее выражение для максимальной добычи нефти из месторождения

Поскольку N3 кр - извлекаемые запасы нефти в одном элементе, а, с -число элементов в системе, то Nэ кр с = N, т. е. извлекаемым запасам нефти месторождения в целом. На рис. 19 показана зависимость дн от t при различных скоростях ввода элементов в эксплуатацию w1 и w2.

Из рассмотренного примера видно, что для прогнозирования добычи нефти из месторождения в целом важно знать изменение во времени темпа разработки одного элемента системы, извлекаемые запасы в нем и скорость ввода элементов в эксплуатацию. Темп разработки элемента, влияющий на добычу нефти из месторождения в целом, определяется физико-геологическими свойствами пласта, ее системой и технологией. Вместе с тем существенное    влияние на    уровень добычи    нефти

оказывает и скорость разбуривания, обустройства и ввода в эксплуатацию месторождения.

П р и м е р . 1.2. Пусть темп разработки элемента изменяется по закону, формула которого имеет вид

z = > z03 = const при 0    < т <    t*    (119)

э ? 0    при т    > t*.

Скорость ввода элементов в разработку изменяется следующим образом:

w(t) = = W прЁ 0 > т s    Ч    (1.20)

? 0 при т > ti.

Определим, как будет изменяться со временем добыча нефти из месторождения. Подставляя (1.19) и (1.20) в (1.11), получаем следующие выражения:

t

qH(t) = N э KpJ z30w0d4 = N э Kpz30w0t при 044 *;

0

t

qH(t) = Nэ крz0W04/ Nэ крz30w0dt = Nэ крz30w0t* при t, < t <4i;

Рис. 19. Зависимость qH от t при N3 кр = 105 т/элемент; 0 = = 200 элементов; z0 = 0,1:

#НД06 т/год



1 - w1 = 40 элементов/год; t*1 = 5 лет; 2 - w2 = 20 элементов/год; t*2 = 10 лет

О    5    10    U    годы


t

qH(t) = Nэ крz0Wdt*f Nэ крzэ0W0dt = Nэ крzэ0W0(t, + Ч1 - ч) ti


Рис. 20. Зависимость qH от t при Nэ кр =    105 т/элемент; t*    =

= 5 лет; zэо = 0,056; w0 = = 50 элементов/год; t1 = 10 лет


при t1t < t1 + t*.

Зависимость дн(0 для рассмотренного примера показана на рис. 20. Она представляет собой “классическую трапецию” -идеализированный вид зависимости добычи нефти из нефтяного месторождения от времени.

§ 4. РЕЖИМЫ ПЛАСТОВ, ТЕХНОЛОГИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

До развития    методов воздействия    на    нефтяные

пласты    с целью извлечения    из них нефти разработка место

рождений осуществлялась за счет расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о режимах нефтяных пластов, которые классифицировались по характеру сил, движущих в них нефть.

Наиболее распространенными в практике разработки нефтяных месторождений режимами пластов были: упругий, растворенного    газа и газонапорный,    или газовой шапки.

При    у п р у г о м режиме    нефть вытесняется    из    пористой

среды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения порового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высокопроницаем, то режим такого пласта будет е с т е с т в е н н ы м у п р у г о в о д о н а п о р н ы м .

Извлечение нефти при режиме р а с т в о р е н н о г о г а з а происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения, выделении из нефти растворенного в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим растворенного газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающих пластах, где затруднена вертикальная сегрегация за счет гравитации.

В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается газонапорный режим, или режим газовой шапки.

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, после чего ее извлекают. Такой режим пласта называют г р а в и та ц и о н н ы м .

Однако в современной нефтяной промышленности России преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт. В этих условиях понятие “режим пласта” не полностью характеризует процесс извлечения нефти из недр. Например, разработка некоторого месторождения осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем воды, продвигающей по пласту закачанную порцию (оторочку) двуокиси углерода. Можно, конечно, говорить, что режим пласта в этом случае искусственно водонапорный. Однако этого слишком мало для описания процесса извлечения нефти. Необходимо учитывать не только режим, но и механизм извлечения нефти из пласта, связанный с технологией его разработки.

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходимо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки.

Т е х н о л о г и е й р а з р а б о т к и нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии. На первой стадии (см. рис. 21, I), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растет, что обусловлено в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения которая зависит от работы буровых и промыслово-строительных подразделений.

Вторая стадия (рис. 21, II) характеризуется максимальной добычей нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Третья стадия (см. рис. 21, III) характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвертой стадии (см. рис. 21, IV ) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное ее нарастание. Четвертую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки. Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизмененными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеоотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего, на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

2.    Темп разработки месторождения z(t), изменяющийся во времени t, равный отношению текущей добычи нефти qj^t) к извлекаемым запасам месторождения:

z(t) = qH(t)/N.    (I.21)

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизмененными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогич-

V

/ 1

N. 2

N

Li—>

п

4->

т

4->

IV 1

4-

Рис. 21. Зависимость qH, цж от t:

1, 2 - добыча соотвественно нефти qH и жидкости дж

но изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добыча нефти.

Разработка месторождения, начавшись в момент времени t = = 0, заканчивается в момент tK, к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N. Тогда

к

(I.22)


/ z(t )dt =

= 1.


При расчетах добычи нефти z (t) можно представлять аналитическими    функциями.    Поэтому    для удобства

интегрирования можно полагать, что

(I.23)


/ z(t)dt = 1,

поскольку z(t) = 0 при tKt < ю.

Можно получить связь между темпом разработки месторождения в целом, параметром Nэ Ккр, темпом разработки э лемента системы z3( т) и скоростью ввода элементов системы в эксплуатацию w(t). Используя (1.11) и (I.21), получим

N u

z(t) =    3 кр Гw(t)zэ (t - T)dT.

(I.24)


N J

Темп    разработки    нефтяного    месторождения    можно

представить также в виде отношения текущей добычи нефти q^t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:

N = nKG,    (I.25) где Пк _ конечная нефтеотдача.

Используя (I.25), можно найти темп разработки месторождения, определяемый как

т =—¦    (I.26)

G

Используя (I.21), (I.25) и (I.26), получаем

z(t) = nKz(t).    (I.27)

Наконец,    есть понятие    о    темпе    разработки,    определяемом как

отношение    текущей    добычи    нефти    q^t)    к    остаточным

(извлекаемым) запасам нефти N^(0 месторождения, т.е.

ф^) = _Ян(^.    (I.28)

N OCT(t)

Для Nост(t) имеем следующее выражение: t

N0CT(t) = N -fqH(t)dt.    (I 29)

0

Продифференцировав выражение (I.28) с учетом (I.29), имеем

^ N oct + ф    .    (I.30)

dt dt dt

Учитывая, что N^ = qн/ф, dN^/dt = -qн, qн = zN, получаем окончательно следующую дифференциальную связь между темпами разработки месторождения:

d^L-фz =    (I.31)

dt ф dt

Если зависимость z = z(t) выразить аналитически, то, подставив ее в (I.31), получим ф = ф(0.

П р и м е р .    I.3. Допустим, что темп разработки нефтяного месторождения

изменяется во времени так, как показано на рис. 22. На первой стадии разработки месторождения z(t) изменяется по линейному закону:

z(t) = at; 0 < t < t1.

На второй стадии темп разработки, исчисляемый от начальных извлекаемых запасов нефти, остается постоянным, равным максимальному zmax:

z(t) = zmax = const; t1t < t2.

На третьей и четвертой стадиях темп разработки месторождения z(t) уменьшается по закону, формула которого имеет вид

z(t) = zmaxe C(t t2); t >t2-

Рис. 22. Зависимость темпов разработки    месторождений

z(t) и q)(t) от времени:


1, 2 - темпы разработки соответственно от остаточных запасов нефти ф(0 и от начальных ее запасов z(t)

Требуется определить, как будет изменяться на указанных стадиях темп разработки ф(0, исчисляемый от остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения.

Прежде всего следует указать, что если параметры a, t1, t2 и zmax заданы, то параметр с, характеризующий скорость уменьшения темпа разработки на третьей и четвертой стадиях, будет зависеть от заданных параметров и определяться на основе формулы (I.23).

Для определения зависимости ф(0 на различных стадиях разработки месторождения можно подставить z(t) из приведенных выражений в дифференциальное соотношение (I.31). Однако для первой стадии проще определить ф(0 непосредственно из выражений (I.28) и (I.29). Тогда получим

at


(I.32)


ф =-

1 - at2


qH = aNt; J qH(t)dt = aNt2/


t


Сделаем числовые оценки величины z(t) и ф(t). Если, например, при t1 = = 5 лет значение z = zmax = 0,05 1/год и, следовательно, а = 0,01 1/год2, то ф = 0,057. Как видно из выражения (I.32), ф(0 при линейном возрастании qE(t) увеличивается нелинейно. На рис. 22 показано изменение ф(0 на различных стадиях разработки.

Для определения ф(0 на второй стадии подставим выражение z = zmax = =Kconst, характерное для этой стадии, в (I.31). Получим дифференциальное уравнение

/dt = ф2.    (I.33)

Его решением будет ф = 1/(С - t),

(I.34)


где с - постоянная, подлежащая определению из условия

1


1 - at2 / 2 Из (I.35) получим


с - ti


ф = -


at1


О = ti +


1 - atr


at


(I.35)


при t = t1.


(I.36)


at., из (I.34) и (I.36) окончательно имеем

Так как zm


z


max


ф


(I.37)


Пусть t2 = 10 лет, т.е. максимальный уровень добычи нефти поддерживается еще 5 лет после выхода месторождения на него. Тогда при t = t2 значение ф = 0,08. Из формулы (I.37) следует, что и на второй стадии ф(0 возрастает. На третьей и четвертой стадиях

ф = const; t > t2.

(I38)


В самом деле, подставляя (I.37) в (I.31), получаем следующее дифференциальное уравнение:

(I39)

dz/dt


Cz.

z =


Его решением будет


(I40)

Выражение (I.40) как раз и совпадает с законом изменения темпа разработки в третьей и четвертой стадиях. Таким образом, на этих стадиях темп разработки z(t), исчисляемый от начальных извлекаемых запасов в рассматриваемом случае, падает, а ф(0, исчисляемый от остаточных извлекаемых запасов, остается постоянным до конца разработки. Можно утверждать следующее: экспоненциальное падение добычи нефти из месторождения в целом получается при постоянном темпе разработки от остаточных извлекаемых запасов.

3. Добыча жидкости из месторождения. При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворенным в ней газом, или дегазированную нефть. Д о б ы -ч а ж и д к о с т и - это суммарная добыча нефти и воды. На рис. 21 показано изменение в процессе разработки месторождения с применением заводнения добычи нефти дн и жидкости дж = qH + +KqB (q, - добыча воды). Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти. На третьей и четвертой стадиях из месторождения обычно добывается количество жидкости, в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.

4.    Н е ф т е о о т д а ч а - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под т е к у щ е й нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. К о н е ч н а я нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина “нефтеотдача” употребляют также термин “коэффициент нефтеотдачи”.

Уже из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин “коэффициент нефтеотдачи” можно применять по отношению к конечной нефтеотдаче.

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов - количества закачанной в пласт воды при

Рис. 23. Зависимость текущей нефтеотдачи п от времени t

Л

0,5


0,25

5

10 t, годы


О


заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему по р пласта, обводненности продукции и просто от времени. На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи п от времени t. Если tK - момент окончания разработки пласта, то Пк - конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому геологическому комплексу, нефтедобывающему региону и по ст р ане в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным ее геологическим запасам в группе месторождений, комплексе, регионе или в стране, и под конечной нефтеотдачей - отношение извлеченной из пласта нефти в конце разработки к геологическим запасам.

Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта, и факторы, характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:

П = П1П2,    (I.41)

где п1 - коэффициент вытеснения нефти из пласта; п2 - коэффициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения - величина, переменная во времени. Произведение П1П2 справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено А.П. Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина п1 равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку. Величина п2 равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

Конечную нефтеотдачу определяют не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями. Если даже некоторая технология позволяет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по экономическим причинам.

5. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т.е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление р станет меньше давления насыщения рнас, насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа редко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о г а з о в о м ф а к т о р е , т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда с р е д н и й г а з о в ы й ф а к т о р равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

6.    Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей.

7.    Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин - пониженное (воронки депрессии). Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объему пластовое давление. Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление

Я Р(х, y )dxdy.

(I.42)


Р


S

В формуле (I.42) интеграл берется по площади S месторождения.

При проектировании разработки нефтяного месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. В качестве показателей разработки используют также давления в характерных точках разрабатываемого пласта - на забоях нагнетательных скважин рн, на линиях или контурах нагнетания р'я, на линиях или контурах отбора р' и в добывающих скважинах р с (рис. 24). Важно определять также перепады пластового давления как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

8.    Давление на устье ру добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспор та по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

9.    Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность. Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений.

Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов п р и бурении скважин, и х крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных сква-


Рис. 24. Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах:

1    - нагнетательная скважина;

2    - давление рн; 3 - давление рн; 4 - эпюра пластового давления; 5 - давление ру; 6 - добывающая скважина; 7 - давление рс ; 8 - давление рс ; 9 - пласт жин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений А рс = = рн - р с и одинаковом устьевом давлении ру в добывающих скважинах дебиты их будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давлениях. Указанные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъема жидкости с забоя. Зная распределение коэффициентов продуктивности добывающих скважин, пробуренных на месторождении, и области эффективного применения различных способов эксплуатации, можно найти вероятностное статистическое распределение скважин месторождения по способам подъема жидкости из недр на дневную поверхность.

10. Пластовая температура. В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипласто-вого горения. Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем разработки. При проектировании процессов разработки нефтяных месторождений, проведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым.

Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или двуокиси углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов. При использовании влажного внутрип ластового горения - определять водовоздушное отношение, скорость продвижения по пласту фронта горения и т.д.

Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного месторождения, взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчетной модели разработки нефтяного месторождения, и, если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

Контрольные вопросы

1. Дайте определение объекта и системы разработки нефтяного месторождения.

2. Укажите главные параметры, которыми характеризуется система разработки месторождения.

3. Изложите классификацию систем разработки месторождений.

4. Получите формулу, характеризующую взаимосвязь между темпами разработки от начальных извлекаемых запасов и остаточных извлекаемых запасов.

5.    Дайте определение элемента разработки месторожения. Объясните схему элементов разработки для одно, трех- и пятирядной, а также для пяти- и семиточечной схем расположения скважин.

6.    Получите формулу для добычи нефти из месторождения в целом в зависимости от темпа ввода элементов в разработку и темпа разработки отдельного элемента.

7. Перечислите основные технологические показатели разработки месторождения.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА

Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений представляют собой смесь предельных углеводородов, химическая формула которых имеет вид СЛИ2л+2-В природных газах основным компонентом является метан СН4, содержание которого достигает 98 % объема. Кроме этого, в природные газы входят более тяжелые углеводороды: этан С2Н6, пропан С3Н8, изобутан С4Н4, пентаны С5Н12 и др.

Природные газы газоконденсатных месторождений, а также нефтяные газы более богаты тяжелыми углеводородами. Кроме того, в состав природных газов часто входят азот N2, углекислый газ С02, сероводород Н28 и другие редкие газы.

Основные параметры газа

Основными параметрами газа, определяющими состояние его при движении по пласту, скважине и газопроводу, являются давление, температура и вязкость (зависящая от первых двух).

Давление — это сила, действующая на единицу поверхности, оно передается во все стороны одинаково. Давление измеряют манометрами, и оно выражается в МПа.

Плотностью газа называется вес единицы его объема. Если V — объем некоторого количества газа весом g, то плотность будет

р = g/V.

Плотность выражается в кг/м3.

Температурой газа называют степень его нагретости. Температура t природного газа на практике измеряется градусами Цельсия (°С). В расчетах удобнее пользоваться абсолютной температурой и обозначают ее Т. Абсолютная температура на 273,15° больше температуры по Цельсию, т.е. Т = = 273,15 + t.

Температура в газовых месторождениях зависит в основном от глубины залегания месторождения. Ориентировочно температуру газа в пласте можно подсчитать по геотермическому градиенту. В среднем его величина равна 33 м/°С, т.е. на каждые 33 м углубления температура увеличивается на

1 °С. Отсюда температура газа в пласте равна глубине скважины, деленной на геотермический градиент. Для более точного измерения (так как на пластовую температуру влияет и география залегания пласта) применяется глубинный термометр.

Для определения коэффициента сверхсжимаемости газа вводится понятие критических параметров, т.е. критическое давление и критическая температура.

Критической температурой называют такую температуру, при которой газ ни под каким давлением не может быть обращен в жидкость.

Для природных газов, представляющих собой смесь углеводородов, критические параметры определяют как среднекритические ркр и Гкр. В расчетах вместо истинной плотности газа берут относительную плотность газа р по воздуху, равную отношению плотности газа р к плотности воздуха рв, взятой при тех же давлении и температуре:

— р рр р = —; р- ^

р,    29,27 • zT

где рв = 1,293 кг/м3 — плотность воздуха при 0 °С и 760 мм рт. ст.; р — давление, МПа; Т — температура, К (Гст = = 293 К); z — коэффициент сверхсжимаемости при р и Т.

Зная относительную плотность газа, по графику на рис. 1.1 определяют среднекритическое давление ркр и среднекритическую температуру газа Гкр по графику на рис. 1.2. Если в газе содержится сероводород Н28, азот N2, углекислый газ С02, в средние критические давления и температуры, определенные по графикам, вводят поправки по номограммам на рис. 1.1 и рис. 1.2. Например, для получения среднекритического параметра природного газа — графы 5 и 6 в табл. 1.1, значение критического параметра каждого компонента, входящего в состав газа (графы 3 и 4), умножают на величину содержания этого компонента в газе (графа 2), полученные результаты складывают. Как видно из табл. 1.1, для данного газа рсркр = 4,661 МПа и Гсркр = 218,53 К.

Часто в расчетах пользуются так называемыми приведенными параметрами: приведенным давлением рпр и приведенной температурой Гпр.

Рис. 1.1. Зависимость среднекритического давления от относительной плотности газа:

1 — обычные газовые месторождения; 2 — газоконденсатные месторождения

Рис. 1.2. Зависимость среднекритической температуры от относительной плотности газа:

1 — обычные газовые месторождения; 2 — газоконденсатные месторождения

Определение критических давлений и температуры

Состав газа

Содер

жание,

Критические параметры компонентов

Среднекритические параметры

% об.

Давление Рабс, МПа

Температура Т, К

Р.^

МПа

Т , К

± кр' v

1

2

3

4

5

6

Метан СН4

74,1

4,58

191

3,4

141,5

Этан С2Н6

4,48

4,86

305

0,364

22,8

Пропан С3Н8

3,37

4,34

370

0,146

12,45

Изобутан С4Н10

0,76

3,82

407

0,029

3,09

Н-бутан С4Н10

1,68

3,57

425

0,06

7,14

Изо-пентан С5Н12

0,57

3,28

461

0,019

2,63

Н-пентан С5Н12

0,32

3,3

470

0,011

1,53

Гексан С6Н14

0,63

2,96

508

0,019

3,20

Азот N2

6,09

3,46

124,9

0,21

7,6

Сероводород Н28

2

8,89

373,4

0,178

7,47

Углекислота С02

3

7,5

304,1

0,225

9,12

100

-

-

Рср.кр

= 4,661

Т =

ср.кр

= 218,53

Приведенное давление — это отношение давления газа к его критическому значению ркр:

Рпр    Р/Ркр.

Приведенная температура — это отношение абсолютной температуры газа Т к его критической температуре Гкр:

Т = Т/т

х кр    х / х кр*

Законы газового состояния

К середине 19 века были установлены основные опытные закономерности, которым подчиняются газы. К ним относятся:

1.    Закон Бойля—Мариотта — для данной массы газа при постоянной температуре t объем его V обратно пропорционален давлению р:

pV = const.

2.    Закон Гей-Люссака — давление данной массы газа при постоянном объеме меняется линейно с температурой:

Pt = Ро(1 + apt);

объем данной массы газа при постоянном давлении меняется линейно с температурой:

Vt = V>(1 + avt).

Первый из этих законов был экспериментально установлен французским физиком Ж. Шарлем в 1787 г. и иногда называется законом Шарля. Коэффициент aр называется термическим коэффициентом давления, av — термическим коэффициентом объемного расширения. Для всех газов приближенно ap « av « « 1/273 град-1. Поэтому закон Гей-Люссака (например, для объема) можно записать в форме

V    _ V0 ^

273

или, вводя абсолютную температуру Т = t + 273, выраженную в градусах Кельвина,

V    = V0T/273.

По закону Авогадро при Т = 273 К, или 0 °С, и р = 0,1 МПа 1 моль любого газа занимает объем, равный 22,41 л. Число молекул в таком объеме равно числу Авогадро N = = 6,02-1023. Газы, строго подчиняющиеся законам Бойля-Мариотта и Гей-Люссака, называются идеальными. Практически все газы ведут себя как идеальные при не слишком высоких давлениях и не слишком низких температурах.

3. Для 1 моля идеального газа правая часть уравнения Бой-ля-Мариотта равна RT, если температура выражена в градусах Кельвина. Уравнение pV = RT называют уравнением состояния идеального газа. Оно было получено в 1834 г. французским физиком и инженером Б. Клапейроном и обобщено в 1874 г. Д.И. Менделеевым для любой массы газа. Входящая в это уравнение постоянная R называется газовой постоянной:

R = 8,31445 Дж-моль-1-1.

Состояние прорвавшегося в скважину при бурении или ремонте газа определяется законами Бойля-Мариотта и характеризуется следующим уравнением:

p1V1 _ p2V2 T1K1 T2K2 '

Для реального газа суммарное влияние изменения температуры газа и коэффициента сжатия газа не является столь существенным по сравнению с влиянием давления и объема.

Таким образом, в упрощенном виде уравнение закона газового состояния определится как

p1V1    p2V2.

Сверхсжимаемость природных газов. Определение пластового давления

Поведение природных газов в условиях высоких давлений не подчиняется уравнению газового состояния для идеальных газов. Для реальных газов уравнение состояния имеет вид

pV = zRT,

где z - коэффициент сверхсжимаемости газа, являющийся функцией давления, температуры и состава газа.

Коэффициент сверхсжимаемости газа находят по известным рпр и Тпр по графикам на рис. 1.3 и 1.4. Для природных газов с относительной плотностью р = 0,6+0,8 и содержанием метана меньше 90 % коэффициент сверхсжимемости z определяют по приведенному графику на рис. 1.3 и для р = = 0,56+0,65 по таблицам приложения. Для природных газов, содержащих более 90 % метана, коэффициент сверхсжимаемости определяют по рис. 1.4. Если необходимая точность при определении z не превышает 2 %, то z можно найти по тем же таблицам для всех углеводородных газов независимо от содержания СН4. Зная все эти параметры, можно приступить к определению пластового давления, так как, зная его, рассчитывают плотность требуемого раствора для глушения скважины.

Пластовое давление, т.е. давление на забое закрытой скважины, определяют не только глубинными манометрами, но и вычисляют по статическому давлению на устье. Если перед измерением скважина работала или "продувалась" в атмосферу, то в качестве пластового и статического берут величину, полученную при полной стабилизации давления после закрытия скважины.

Все методы расчета пластового давления основаны на общем уравнении, которое в данном случае имеет вид

(1.1)

Pз    L


где рз и ру - давление на забое и на устье соответственно; z и R в общем случае функции p, T, x и состава газа.

Рис. 1.3. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости для природного газа от приведенного давления и температуры

Для решения этого уравнения нужно знать состав газа в скважине, ее глубину, давление на устье и температуру в стволе. Зная состав газа, можно определить его псевдокрити-ческие (среднекритические) свойства, а затем и коэффициент сверхсжимаемости. Коэффициент сверхсжимаемости z не является величиной постоянной. Он зависит от состава газа, температуры и давления. Если состав газа не известен, псев-

8,0    3,0    10,0    Ht0    1Z,0    /7пр

О 1,0    2,0

Рис. 1.4. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости для метана от приведенных давления и температуры

докритические параметры определяются по его плотности. Для газовых скважин R = const при постоянном составе газа. Выражая зависимость температуры от глубины скважины уравнением прямой, получим следующее значение средней температуры в стволе скважины:

T - T t - T_Ti_

ср    T '

ср


In t!

T

Ту

где Г3 и Ту — температура на забое и на устье соответственно.

Если — < 3, с точностью до 10 % можно принять

ТУ

Т - Т Т - Ту 13

2

Вводя в уравнение (1.1) среднюю температуру Гср газа в стволе скважины, получим:

^р.з    -    ^р.у

f -^р - 0,03415    +    f    -^р.    (1.2)

0,2 pпр    Тср    0,2 p пр

Величину, соответствующую давлению на устье скважины

^р.у z

f  dp пр,

0,2 ^р

находят непосредственно по прил. III по известным приведенным температуре и давлению на устье скважины. Затем вычисляют значение 0,03415р-/Тср.

Из суммы обоих членов получают величину

^р.з z

f -dpпр,

0,2 ^р

соответствующую забойному давлению.

Пример. Определить пластовое давление в газовой скважине глубиной 1000 м. Средняя глубина перфорации эксплуатационной колонны 990 м. Относительная плотность газа 0,61 кг/м3, абсолютное давление на устье 8,64 МПа, средняя температура в стволе 25 °С, температура пласта 87 °С. Решение. Определим рпр и Гпр,

Ткр

Тсркр = Тпл + Ту + 273 = 87 + 25 + 273 = 329 К; р 2    2

329

Тпр = — = 1,66 К;

Р 198

Гкр = 198 К находим по графику на рис. 1.2.

По графику (рис. 1.3) находим коэффициент сверхсжимаемости z. В нашем примере он равен 0,887.

Далее находим значение

_S р отг L    0,61 • 990    603,9    2    1

7Тср.Кр    0,887 • 329    291,8

По прил. 1 е5 = 1,0743;

Рпл = (Рз - 1)е5 = 87,4-1,0743 = 93,9 кгс/см2 (9,39 МПа).

Физические основы добычи нефти и газа  »
Библиотека »