Система разработки отдельных горизонтов

Системы разработки многопластовых месторождений нефти.

1. Система разработки «сверху – вниз» - в первую очередь в разработку вводится продуктивный верхний пласт, а затем ниже залегающие пласты. Применялась раньше широко, при неглубоком бурение. Характеризуется медленным темпом ввода в разработку всех пл. месторождений. Сейчас не применяется.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от дру­гого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специальной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распространенной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки место­рождений и в настоящее время не применяется.

2. Система «снизу – вверх» - применяется при разработке многопластового месторождения, массовое бурение и освоение начиная с нижнего (опорного, базисного пласта). Он должен быть высокопродуктивным и хорошо разведанным.

Система разработки «снизу вверх». Данная система заключается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).

Основные преимущества этой системы заключаются в следующем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного гори­зонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку сква­жины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных место­рождений;

4) сокращается число аварий при бурении, связанных с ухо­дом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.

Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.

а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»

Вышележащие нефтяные пласты разделяются по значимости. Эта система имеет ряд преимуществ:

1.Вскрываются все нефтеносные горизонты и имеются возможности для их полного изучения путем отбора керна и геофизическими методами.

2. Сокращение общего числа разведочных скважин.

3. Возможность одновременной эксплуатации всех объектов нефтегазодобычи т.е. ускоряются темпы освоения всего месторождения в целом.

Основной задачей разработки нефтяных месторождений является выбор схемы размещения скважин и определение их числа на площади. Она решается комплексно с учетом геологических, технических и экологических факторов.

При разработке нефтяных залежей с неподвижным контуром нефтеносности скважины размещают сплошной сеткой (по квадратам или треугольникам) по всей площади залежи.

При разработке нефтяных залежей с напорными режимами (с перемещающимися контурами нефтеносности) скважины располагаются рядами (батареями), параллельными перемещающимися контурами: при газонапорном режиме параллельно контуру газоносности; при водонапорном режиме параллельно контуру водоносности.

Большое значение при разработке нефтяных залежей имеет темп и порядок ее разбуривания. По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы разработки нефтяной залежи. При сплошной системе разбуривание производится в сравнительно короткое время (до 1 года), а при замедленной системе – в течение нескольких лет.

По порядку разбуривания залежи различают сгущающуюся и ползущую системы. При сгущающейся системе залежь вначале разбуривается разряженной сеткой скважин (равномерно), далее разбуриваются промежуточные участки плата. При ползущей системе разработки – разбуривание начинается с какой–то части площади (с заданным уплотнением), затем производится дополнительное бурение новых групп (или рядов) скважин в определенном направлении до полного разбуривания всей площади месторождения.

Важным фактором при выборе рациональной системы разработки нефтяных пластов является определение темпа отбора (т.е. суммарная добыча из пласта – суточная, месячная, годовая). При заданном числе скважин их средние дебиты и текущая добыча могут быть самыми различными и зависят от установленного режима эксплуатации скважин.

Одним из важнейших этапов проектирования системы разработки является обоснование необходимости воздействия на пласт путем закачки газа или воды, т.к. обеспечить высокие темпы отбора нефти (даже при большой в. нефтеотдачи пластов) за счет использования только естественной энергии пласта зачастую невозможно.

Таким образом, система разработки конкретной нефтяной залежи может быть самой различной:

- по сетке размещения скважин;

- порядку и темпу разбуривания площади;

- по темпам отбора нефти;

- разработка может вестись с применением методов воздействия на залежь (или без этих методов). Сами методы могут отличаться по виду рабочего агента (газ, вода и т.д.) и по схеме размещения нагнетательных скважин.

Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделя­ются на поэтапную и одновременную (сплошную).

При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда пер­вый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называ­ется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в слу­чае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.

При одновременной системе разработки залежь охва­тывается заводнением одновременно по всей площади.

21. Ввод месторождения в разработку. Сколько стадий проходит разработка месторождений. Какие виды работ выполняются в первую стадию.

Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др.

Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если:

а) осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, при необходимости, пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;

б) ГКЗ РФ утверждены запасы нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов с правом для промышленного освоения;

в) оформлен и утвержден акт о передаче месторождения (за­лежи) для промышленного освоения;

г) утверждены технологические проектные документы на про­мышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматриваю­щие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сероводо­рода;

д) в соответствии с действующими положениями оформлены горный и земельный отводы нефтегазодобывающим предприятиям;

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

Стадии разработки

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды),обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме. Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта — характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов);

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа•с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти — характеризуется:

- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ¸ 2 года — при повышенной вязкости;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ¸ 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи — 10 ¸ 15%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 10 ¸ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа•с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтямиповышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача — замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ¸ 90 % извлекаемых запасов нефти.

-Четвертая стадия - завершающая — характеризуется:

— малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );

- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3);

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

22. Как влияют физико-геологические свойства пласта, система и технология разработки на темп разработки. Влияние на уровень добычи нефти скорость разбуривания, обустройства и ввода в эксплуатацию месторождения.

Темп разработки месторождения — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения (годовой отбор извлекаемых запасов нефти).

Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти q^t) к геологическим запасам нефти G месторождения.

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.

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

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 = nK/G, (I.25) где Пк _ конечная нефтеотдача.

Для прогнозирования добычи нефти на поздней стадии по залежам, эксплуатируемым с заводнением, разработан метод, основанный на зависимости текущей добычи нефти и жидкости, а также обводненности от числа действующих скважин. Эта зависимость справедлива для стадии падения добычи нефти тогда, когда полностью исчерпаны потенциальные возможности увеличения производительности системы заводнения и добычи нефти.

23. Что называется технологией разработки нефтяных месторождений. Можно ли использовать различные технологии разработки месторождений при одних и тех же системах.

Технологией разработки 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.

Добыча нефти – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча , 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 – 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 . 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 помощьюгазового 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.

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.

Накопленная добыча нефти

, (1.8)

где – время разработки месторождения; – текущее время.

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.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам:

. (1.9)

Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим:

. (1.10)

Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.

Темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах:

. (1.11)

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.

24. Какими определенными показателями характеризуются разработки нефтяных месторождений. Назвать общие показатели, присущие всем технологиям разработки. Как по стадиям меняются показатели добычи нефти.