Основные технологические показатели системы разработки нефтяного месторождения. Характеристика основных показателей разработки нефтяного месторождения. Стадии разработки нефтяных месторождений

07.08.2023Рубрика: Фотометрия

Технологией разработки нефтяных месторожденийназывается 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.

Добыча нефти q н – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q нс приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости q ж – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа q г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель – накопленную добычу . Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп разработки Z(t) – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

На рисунке 1.7 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями .

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

1 – месторождение А; 2 – месторождение В; I, II, III, IV – стадии разработки

Рисунок 1.7 – График изменения темпа разработки во времени

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами 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.

Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рисунка 1.10 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20 % в год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год.

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 неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи 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.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

(1.13)

где – годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; – балансовые запасы нефти.

Если (1.8) – темп разработки, то связь между и выражается равенством:

(1.14)

где – нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти:

, (1.15)

где – накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.

Накопленная добыча нефти:

(1.16)

где – время разработки месторождения; – текущее время.

Текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения:

(1.17)

К концу разработки месторождения, т.е. при , нефтеотдача:

(1.18)

Обводненность продукции – отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

(1.19)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных – отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях µ 0:

µ 0 = µ н / µ в (1.20)

где µ н и µ в – динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта .

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим – уменьшается, а по третьим – возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м 3 /т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин – важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температур а . В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Вопросы для самоконтроля:

1. Дайте определение понятию «разработка нефтяных месторождений».

3. Приведите примеры гидродинамических взаимосвязей нефтяных месторождений с окружающей их водонапорной системой.

4. Как распределяется давление в нефтяной залежи в процессе её разработки?

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями:

Добыча нефти и жидкости. Характерный вид динамики добычи. Процесс разработки нефтяных месторождений можно условно разделить на 4 стадии:

1-я стадия - это период нарастания добычи нефти в процессе разбуривания залежи, обустройства месторождения, ввода скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию.

2-я стадия - характеризуется устойчивой максимальной добычей нефти. Именно в этот период уровень добычи нефти и темп отбора от НИЗ характеризует разработку месторождения.

3-я стадия - характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин. Эта стадия часто называется поздней стадией разработки.

4-я стадия - называется также конечной стадией разработки нефтяного месторождения. Для нее характерно сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин.

При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости - это суммарная добыча нефти и воды.

Добыча жидкости всегда больше добычи нефти. На 3-й и 4-й стадии разработки добыча жидкости в несколько раз превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных - м 3 . В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях. 1 баррель = 159 литрам.

qн в 1 м 3 = 6,29 баррель

Обводненность добываемой продукции измеряется в %.

Водонефтяной фактор ВНФ = qв

накопленный ВНФ = S qв

Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы - оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие. Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I,--II стадиях - растет, на III,--IU - уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

3. Темп разработки нефтяных месторождений. Темп разработки Z (t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Qн (t) к извлекаемым запасам месторождения.
Z(t) = Qн Q извл.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти.

Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Zmах

Zmах = Qн mах. 100%

Qн mах - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к начальным ее запасам в пласте.

Qбал - геологические или балансовые запасы нефти. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки к начальным запасам.

Нефтеотдача = коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже по нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Добыча газа. Она зависит от содержания газа в пластовой нефти, характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор - отношение объема добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче дегазированной нефти в единицу времени. Он измеряется в м 3 /т и в м 3 /м 3 . При водонапорном режиме величина газового фактора является постоянной

ГФ = Qг м 3 /т

Расход нагнетательных в пласт агентов и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачивается вода, вода с добавками хим. реагентов, газ и другие вещества. Расход этих веществ может применяться в процессе разработки месторождения.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих - пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Рн, на забоях добывающих скважин - Рс.

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Рн-Рс.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

Ответ на вопрос: «Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений».

Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений

Годовая добыча нефти (Q н , тыс. т).
Годовая добыча газа (Q г , тыс. м 3).
Годовая добыча жидкости (Q ж , тыс. м 3).
Обводненность W (массовая и объемная) Q в / Q ж
Накопленная добыча нефти (∑Q н ) (с самого начала разработки на 1 января).
Накопленная добыча воды.
Накопленная добыча жидкости.
Газовый фактор (G — на поверхности, м 3 /м 3).
Годовая закачка агента (Q зак , тыс. м 3).
Суммарная закачка(∑Q зак ).
Фонд добывающих скважин (n д).
Фонд нагнетательных, резервных, специальных скважин.
Компенсация отбора жидкости и закачки: k = Q зак / Q жид , (%)
Суммарная компенсация отбора жидкости и закачки: ∑k = ∑Q зак / ∑Q жид
Дебит скважины по нефти: q н = Q н / (365α) , где α — коэффициент эксплуатации (0,92-0,95)
Дебит скважины по жидкости.
Водонефтяной фактор: ВНФ = Q в / Q н ;
водожидкостный фактор: ВЖФ = Q в / Q ж
Коэффициент нефтеизвлечения: КИН = Q извл / Q баланс ;
текущий КИН: КИН тек = Q н / Q баланс ;
проектный КИН: КИН проект = Q низ / Q баланс ;
конечный КИН: КИН конечн = ∑Q н / Q баланс .
Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
К нефт = K охв · K выт · K зав,
где K выт – коэффициент вытеснения нефти из пласта;
K охв – коэффициент охвата пласта воздействием (разработкой);
K зав – коэффициент заводнения месторождения.
Коэффициентом вытеснения (K выт ) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:
K выт = V нн / V в ,
где V нн – начальный объем нефти;
V в – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
K выт = 0,0366 · ln(K пр / μ н) + 0,7383 ;
0,05 < K пр < 3,190 ; 1,02 < μ н < 77,3
Коэффициент охвата пласта воздействием (K охв ) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:
K охв = V пп / V п ,
где V пп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения;
V п – начальный нефтесодержащий объём залежи.
Коэффициент заводнения (K зав) зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:
K зав = K 1 · K 2 · K 3 · K 4 · K 5 ,
где K 1 — коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости;
K 2 — коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность;
K 3 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин;
K 4 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин;
K 5 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.
КИН – это относительная величина, показывающая, какой объём нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.
КИН — коэффициент вытеснения нефти из пласта показывает полноту извлечения нефти из охваченного заводнением объема залежи. Определяется в лабораторных условиях путем длительной промывки образца горных пород взятого из продуктивного пласта до полного обводнения струи жидкости выходящей из керна и представляет собой отношение объема вытесненной нефти из керна к первоначальному содержанию объема нефти в образце.
Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ): T = ∑Q н / Q низ
Темп отбора: T = Q н / Q низ

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счёт 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 , растворённого газа и газонапорный (или газовой шапки ).

При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счёт упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения порового объёма 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 естественным упруговодонапорным .

Извлечение нефти при режиме растворённого газа происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения, выделении из нефти растворённого в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим растворённого газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающих пластах.

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 её извлекают. Такой режим пласта называют гравитационным .

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.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов , применяемых для извлечения нефти из недр . В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих её 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.

1 . Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки . Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии (рисунок 3.21). На первой стадии (участок I), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растёт, что обусловлено в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения, которая зависит от работы буровых и промыслово-строи-тельных подразделений.

Вторая стадия (участок 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 (участок III) характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвёртой стадии (участок IV) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное её нарастание. Четвёртую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки . Следует ещё раз отметить, что

Рисунок 3.21 – Зависимость q н , q ж от t : 1, 2 – добыча соответственно нефти q н и жидкости q ж

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 нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего, на третьей или четвёртой, 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 q н (t) к извлекаемым запасам месторождения N :

Извлекаемые запасы месторождения определяются по следующей формуле:

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизмененными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добыча нефти.

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

При расчётах добычи нефти z(t) можно представлять аналитическими функциями. Поэтому для удобства интегрирования можно полагать, что

поскольку при .

Можно получить связь между темпом разработки месторождения в целом, параметром N э кр , темпом разработки элемента системы z(t) и скоростью ввода элементов системы в эксплуатацию v(t) . Используя (3.11) и (3.12), получим

Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:

где h к – конечная нефтеотдача.

Используя (3.17), можно найти темп разработки месторождения, определяемый как

Используя (3.12), (3.17) и (3.18), получаем несколько измененную величину темпа разработки:

Часть используется понятие о темпе разработки, определяемом как отношение текущей добычи нефти q н (t) к остаточным (извлекаемым) запасам нефти N ост (t) месторождения, т.е.

Для N ост (t) имеем следующее выражение:

Продифференцировав выражение (3.20) с учётом (3.21), имеем

Учитывая, что , , , получаем окончательно следующую дифференциальную связь между темпами разработки месторождения:

Если зависимость выразить аналитически, то, подставив её в (3.23), получим .

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 растворённым в ней газом, или дегазированную нефть. Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды . На рисунке 3.21 показано изменение в процессе разработки месторождения с применением заводнения добычи нефти q н и жидкостиq ж :

где q в – добыча воды.

Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти . На третьей и четвёртой стадиях из месторождения обычно добывается количество жидкости, в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.

4 . Нефтеотдача – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте . Различают текущую и конечную нефтеотдачу .

Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным её запасам:

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным её запасам в конце разработки пласта:

Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

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 заводнении, отношения этого количества к объёму пор пласта, отношения количества извлечённой из пласта жидкости к объёму пор пласта, обводнённости продукции и просто от времени. На рисунке 3.22 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи h от времени t . Если t к –момент окончания разработки пласта, h к – 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 стране в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным её 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.

Рисунок 3.22 – Зависимость текущей нефтеотдачи h от времени t

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:

где h 1 – коэффициент вытеснения нефти из пласта; h 2 – коэффициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения – величина, переменная во времени. Произведение 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 h 1 равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлечённой в разработку. Величина h 2 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 р нас , насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа редко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе , т.е. отношении объёма 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 средний газовый фактор 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; оно изменяется в зависимости от режимов отбора нефти и закачки агентов в пласты. 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 объёму пластовое давление . Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление рассчитывается по следующей формуле:

где – давление в точке с координатами в момент времени t .

В формуле (3.28) интеграл берётся 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 р н , на линиях или контурах нагнетания , на линиях или контурах отбора и в добывающих скважинах р с (рисунок 3.23). Важно определять также перепады пластового давления как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

8 . Давление на устье р у добывающих скважин . Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта 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 подъёма жидкости с забоя на дневную поверхность (фонтанный , компрессорный , глубинно-насосный ). Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия

Рисунок 3.23 – Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах: 1 – нагнетательная скважина; 2 – давление р н ; 3 – давление ; 4 – эпюра пластового давления; 5 – давление р у ; 6 – добывающая скважина; 7 – давление ; 8 – давление р с ; 9 – пласт

нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений и одинаковом устьевом давлении р у 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 подъёма жидкости с забоя.

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 внутрипластового 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 внутрипластового 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 расчётной модели разработки нефтяного месторождения, и, если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

§ 3.5 Основное содержание проектных документов и стадийность

§ 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

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 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

S, = S/n. (I.1)

Размерность }