Что такое система разработки нефтяного месторождения

Системы разработки нефтяных месторождений

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий.

базисные (основные)- более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты.

· Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемещающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности.

Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производильность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти.

· Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважинсводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ) для поддержания пластового давления и др.).

Заводнение пластов бывает:

Законтурное заводнениеприменяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-100 м и более.

Внутриконтурное заводнение применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Нагнетательные скважины располагают с учетом геологического строения месторождений в основном на высокопроницаемых участках. При этом источниками питания для краевых участков месторождений являются напор краевых вод и напор воды на линии искусственного заводнения рядами водонагнетательных скважин, расположенных около контура нефтеносности или несколько отодвинутых от него, а также рядами водонагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной части пласта. Эти внутриконтурные водонагнетательные скважины являются источниками питания и для других отдельных нефтяных участков залежей.

Контроль и регулирование эксплуатации залежи

Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.

В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за

дебитом нефтедобывающих скважин по нефти,

процентом обводненности нефти,

изменением забойного и

приемистость водонагнетательных скважин,

давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и

систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.

На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.

При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.

Задача повышения нефтеотдачи пластов состоит в повышении степени извлечения нефти из пористой среды. Около половины нефти находящейся в пласте остается неподнятой на поверхность. Это обусловено

Характеристиками коллектора, его неонородностью;

Свойствами пластового флюида;

Особенностями геологического строения месторождения;

Технологией и техникой добычи нефти;

Многими другими факторами

В настоящее время известно большое число методов увеличения нефтеотдачи ( МУН ) пластов. Они различаются по типу используемой энергии, методу воздействия, характеру взаимодействия между фазами.

По современным представлениям применяющиеся МУН можно разделить на три основные группы:

смешивающиеся и несмешивающиеся газовые процессы— закачка двуокиси углерода, углеводородных газов высокого давления, растворителей;

Область эффективного применения каждого из методов зависит от геолого-физических свойств коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их жидкостей, стадии и состояния разработки залежей.

Успешность внедрения на каждом конкретном месторождении МУН зависит от правильности его выбора, который должен осуществляться на основе критериев применимости. Критерии применимости методов разрабатываются на основе анализа результатов лабораторных и теоретических исследований и предыдущего опыта работы.

Дата добавления: 2016-03-27 ; просмотров: 1155 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Системы разработки нефтяных месторождений

Системы разработки нефтяных месторождений

2. Контроль и регулирование эксплуатации залежи

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий.

базисные (основные)- более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты.

· Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемещающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности.

Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производильность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти.

· Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважинсводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ) для поддержания пластового давления и др.).

Заводнение пластов бывает:

Законтурное заводнениеприменяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-100 м и более.

Внутриконтурное заводнение применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Нагнетательные скважины располагают с учетом геологического строения месторождений в основном на высокопроницаемых участках. При этом источниками питания для краевых участков месторождений являются напор краевых вод и напор воды на линии искусственного заводнения рядами водонагнетательных скважин, расположенных около контура нефтеносности или несколько отодвинутых от него, а также рядами водонагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной части пласта. Эти внутриконтурные водонагнетательные скважины являются источниками питания и для других отдельных нефтяных участков залежей.

Контроль и регулирование эксплуатации залежи

Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.

В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за

· дебитом нефтедобывающих скважин по нефти,

· процентом обводненности нефти,

· изменением забойного и

· приемистость водонагнетательных скважин,

· давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и

· систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.

На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.

При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.

Источник

Документы

1 СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ГЛАВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 1. ОБЪЕКТ И СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ

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

А д Рис. 1. Разрез многопласто

вого нефтяного месторожде-kY ния

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).

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.

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

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 5_с, 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

Размерность [SJ = м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр S_oa, 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:

Размерность параметра [N^j = тонн/скв.

3. Параметр ю, равный отношению числа нагнетательных скважин п_н к числу добывающих скважин п_д:

Параметр ю безразмерный.

4. Параметр ю_р, 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 п_р, то

Параметр ю_р 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).

при S_G = 10 ¦* 20 • 10 4 м 2 /скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S_G 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 S_G = 25 64 • 10 4 м 2 /скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S_G может быть равен 70 К— 100 • 10 4 м 2 /скв. и более.

Параметр Ы_кр 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:

где I — в м, а S,. — в м 2 /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 ю_р может составлять 0,1—0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых 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:

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.

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 Б_с и Ы_кр, 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 ю_р 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.

Рис. 5. Схема расположения скважин при однорядной системе 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 2а_н и расстояния между добывающими скважинами 2а_с следует учитывать ширину блока или полосы Ь_п (см. рис. 5).

Параметр плотности сетки скважин Б_с и параметр Ы_кр для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О значении параметра ю_р 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 2а_н

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.

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы Ь_и, но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин /_0К1, между первым и вторым рядом добывающих скважин l_{1 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:

системы /_2К3 (рис. 8). Ширина полосы L_n зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы /_{0 К1} = /_1К2 = /_{2 К3} = 700 м, то L_n

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-

Рис. 8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

Рис. 9. Элемент трехрядной системы разработки:

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.

Рис. 10. Расположение скважин при пягиточечной системе разработки:

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

семиточечной системе разработки:

девятиточечной системе разработки:

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:

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:

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:

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

(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.

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.

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

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

§ 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 Ап_э. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны N _э, а число скважин п_э, то для одного элемента параметр А.П. Крылова

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

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 Ап_э элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:

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:

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.

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

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

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 д_{н max} увеличивается. При мгновенном вводе в эксплуатацию всей системы разработки имеем следующее выражение для максимальной добычи нефти из месторождения

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.

Скорость ввода элементов в разработку изменяется следующим образом:

w(t) = = W прЁ 0 > т s Ч (1.20)

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

q_H (t) = N _{э K}pJ z ₃0 w 0d 4 = N _{э K}p z ₃0 w 0 t при 0 4 4 *;

qH (t) = N э кр z 0 W 0 4 / N э кр z 30 w 0 dt = N э кр z 30 w 0 t * при t, 4 i;

Рис. 19. Зависимость q_H от t при N_{3 кр} = 10 5 т/элемент; 0 = = 200 элементов; z₀ = 0,1:

Рис. 20. Зависимость q_H от t при N_{э кр} = 10 5 т/элемент; t* =

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

Источник