Технологические ограничения в разработке месторождений

Основные технологические ограничения в разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений

1.      Фонд скважин – осложнения с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ), солеотложения. То же самое в нефтепроводных коммуникациях приводит к снижению их пропускной способности (отложения солей, мехпримесей, продуктов коррозии и т.д. – запирание трубопроводов)

2.      Коррозия  нефтепромыслового оборудования – порывы н/проводов и водоводов, что приводит к ограничению по добыче или закачке.

3.      Пропускная система сбора – возможно ограничение добычи из-за недостаточной пропускной способности как внутрипромысловых сетей сбора, так и подачи на ЦПС по магистральным н/проводам. (такие темпы роста добычи не предусматривались при обустройстве месторождения)

4.      По электроэнергии: увеличение объемов закачки, добычи нефти (например: при оптимизации скважин) не возможно при существующей системе снабжения электроэнергией, т.е. необходимо строительство подстанций, ЛЭП, ТП.

5.      По мощностям ДНС (КНС) – не способна пропустить такие объемы добытой жидкости (сбор, сепарация, предварительный сброс воды), т.е. необходима реконструкция, установка дополнительных агрегатов и т.п.

6.      Обустройство вновь вводимых из бурения кустов – несвоевременное обустройство не позволит ввести в работу новые скважины.

7.       ЦПС – нет возможности принять и подготовить добываемые объемы жидкости – необходима реконструкция, расширение.


Неоднородные пласты

Методика учета неоднородных пластов (эксплуатационных объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений

          Методика учета неоднородных пластов (эксплуатация объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений предполагает использование таких основных коэффициентов: расчлененности, песчанистости, макронеоднородности, распространения, прерывистости, сложности, литологической связанности (слияния). 

          

Под неоднородностью продуктивных пластов понимают измен­чивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), оказывающую существенное влияние на распределе­ние запасов нефти и газа в объеме залежи и условия их выра­ботки.

  Можно выделяют два основных вида геологической неодно­родности продуктивных пластов: микронеоднородность и макро­неоднородность.

      Микронеоднородность продуктивного пласта — это показа­тель изменчивости коллекторских свойств среды, насыщенной уг­леводородами,— проницаемости, пористости, нефтегазонасыщенности, вещественного состава и др. 

Выделяют следующие виды микронеоднородности: 

  • литологическую, 
  • гранулометрическую,
  •  упа­ковочную, 
  • цементационную, 
  • минеральную, 
  • по проницаемости, 
  • по пористости. 

Наибольший интерес представляет микронеоднород­ность по проницаемости — зональная и послойная. 

Зональная микронеоднородность связана с изменчивостью про­ницаемости (гидропроводности) продуктивного пласта по пло­щади его распространения. Она оказывает определяющее влияние на продуктивность (дебиты) скважин, расположенных на разных участках залежи. Зональная микронеоднородность отображается графическим путем на картах распространения зон пласта с раз­ными фильтрационными свойствами с помощью изолиний или зон с определенным диапазоном изменения фильтрационного па­раметра. 

Послойная микронеоднородность связана с наличием в раз­резах пластов-коллекторов прослоев разной проницаемости. Она определяет характер обводнения пластов и скважин в процессе их разработки. Послойная микронеоднородность количественно оценивается путем обработки результатов керновых данных ме­тодами математической статистики.

       Макронеоднородность продуктивных пластов - это пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи (эксплуатационного объекта). Выделяются два основных проявления макронеоднородности: расчлененность продуктивного горизонта на разобщенные пла­сты и прослои; прерывистость отдельных пластов и прослоев по площади.

           Расчлененность продуктивного горизонта (объекта разработки) сказывается главным образом на охвате воздействием пород-кол­лекторов по разрезу и является определяющим фактором при выделении эксплуатационных объектов. Расчлененность разреза на самостоятельные пропластки наиболее часто оценивается коэффициентом расчлененности. Коэффициент  расчлененности  представляв собой отношение числа пропластков, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т. е. в сущности пока­зывает среднее число проницаемых пропластков, слагающих продуктивный горизонт.

    Характер неоднородности отражает коэффициент песчанистости, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине горизонта (объекта разработки)  в тех же скважинах. Коэффициент песчанистости  можно представить также в виде отношения объема эффективной части продуктивного горизонта  к общему объему горизонта. Следовательно, коэффициент песчанистости показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объ­еме продуктивного горизонта.

     В качестве меры макронеоднородности, учитывающей  рас­члененность и песчанистость можно использовать комплексный показа­тель — коэффициент макронеоднородности. Этот показатель характеризует расчлененность объекта раз­работки на единицу мощности пород-коллекторов.

    Прерывистость пластов и прослоев сказывается на охвате воз­действием по площади. Ее учитывают при выборе методов воз­действия на продуктивные пласты при их разработке, выборе по­ложения и ориентации рядов добывающих и нагнетательных (разрезающих) сква­жин.

    Для количественной оценки степени прерывистости пласта (пропластка) по площади (замещения его коллекторов непроницае­мыми породами) применяется методика использующая коэффициент распространения по­род-коллекторов.  Кs = Sк / Sобщ, где Sк—площадь развития коллек­торов, Sобщ — общая площадь развития пласта в пределах внешнего контура нефтеносности.  Этот коэффициент определяют по картам рас­пространения коллекторов.

    При оценке прерывистости пласта для прогнозирования ох­вата пластов заводнением широко применяется методика учета неоднородности пластов, основанная на разделении всего эффективного объема на непрерывную часть, полулинзы и линзы. Критерием к отнесению объема (площади) пласта к непрерывной части, линзам или полулинзам служит рас­положение их по отношению к контуру питания. Считается, что непрерывная часть пласта будет в процессе разработки полностью охвачена воздействием, полулинзы частично (коэффициент охвата)  в зависимости от плотности сетки до­бывающих и нагнетательных скважин и их расположения, а линзы не охвачены воздействием вообще.

  С целью изучения и оценки сложности строения особенно прерывистых и фациально изменчивых пластов применяют методику основанную на использовании коэффициента сложности:

                               Ксл= Рк-н / Рз

  где: Р к-н - длина границ замещения коллекторы на неколлекторы, Рз-периметр залежи.

  Из этого взаимоотношения видно, что чем выше извилистость границ распространения коллекторов, тем больше образуется мелких тупиковых зон, охват вытеснением из которых будет затруднен, и тем ниже Кcл. Установлено, что по неоднородным, прерывистым пластам но мере уплотнения сетки скважин коэффициент сложности постоянно снижается. Это указывает на то, что даже при плотной сетке добывающих скважин все детали изменчивости пластов еще остаются неизвестными.

  Часто в многопластовых объектах из-за невыдержанности не­проницаемых разделов, разобщающих смежные пласты, образу­ются так называемые зоны слияния. Для оценки степени связан­ности смежных пластов применяют коэффициент литологической связанности (коэффициент слияния):

Ксл = Sсл / Sобщ,

  где: Sсл – суммарная площадь всех зон слияния, Sобщ – общая площадь распространения нефтенасыщенного коллектора.

Методы регулирования нефтяных месторождений

Методы регулирования разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений

             Под регулированием разработки нефтяных месторождений по­нимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологиче­ских решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэф­фициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование  процесса разработки прово­дят на основе большого числа частных критериев, среди кото­рых можно выделить следующие:

технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.;

экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестои­мости и др.

По признаку изменения системы воздействия методы регу­лирования можно разделить на две группы:

1.  без изменения системы воздействия и добуривания новых сква­жин:

         - воздействие на иризабойную зону пласта, которое обеспечи­вает улучшение гидродинамического совершенства и увеличе­ние продуктивности скважин, изоляцию (ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение профиля притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пла­ста в добывающих и нагнетательных скважинах;

- изменение технологических режимов работы скважин: добы­вающих (увеличение или ограничение подачи подъемного обо­рудования вплоть до отключения скважин или форсированного отбора жидкости, периодическое изменение отборов), нагнета­тельных (увеличение или ограничение расходов закачки, повы­шение давления нагнетания, перераспределение закачки по сква­жинам, периодическая или циклическая закачка, создание по­вышенных давлений нагнетания и др.);

- одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) не­скольких пластов в одной скважине на многопластовых место­рождениях.

2.   частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин:

  • -  добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные сква­жины), или возврат скважин с других пластов;
  • - частичное изменение системы воздействия (организация оча­гового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнета­ния добуриванием новых скважин и переносом закачки в су­ществующие скважины, применение физико-гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи);
  • - полное изменение системы воздействия (переход с законтур­ного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на от­дельные блоки и т.д..)t

Регулирование разработки осуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки.

  Ha первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности сква­жин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии разработки одна из главных задач регули­рования— обеспечение возможно длительного периода стабиль­ной добычи нефти (бурение резервных скважин, изменение режи­мов их работы, воздействие на ПЗП и т.д.).  

На третьей стадии основные задачи регулирования заключа­ются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добывае­мой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравни­ванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.


Задача регулирования на четвертой завершающей стадиидренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением фор­сированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др.


Гидродинамические методы нефтяного месторождения

Задачи, решаемые в контроле за разработкой нефтяных месторождений гидродинамическими методами.

       Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания).

       Задачи методов  установившихся режимов.

1. Контроль за динамикой очистки ПЗП по динамике коэффициента продуктивности (К пр).



2. Контроль за типом коллектора в пределах залежи (прямолинейно-поровый тип, криволинейно-трещиноватый тип).

3. Контроль за динамикой К пр при обводнении продукции скважин.

4. Контроль за динамикой К пр при ремонтно-изоляционных работах, ОПЗ.

5. Контроль за  К пр при совместном и раздельном вскрытии пластов (при проблемах разукрупнения э/о).

6. Контроль за динамикой р пл тек  путем построения карт изобар.

7. Контроль за гидродинамической связью между скважинами по простиранию пласта (в т.ч. связью  с законтурной зоной) методами гидропрослушивания.

8. Контроль за гидродинамической связью между пластами в неразбуренных участках (при выделении э/о).

        Задачи методов КВД


        Ими можно решать те же задачи, но известны частные задачи:


1. Выявление кольцевых неоднородностей в ПЗП и УЗП.


Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

Методы контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений, задачи каждого из них

           Под контролем процесса разра­ботки понимают сбор, обработку и обобщение первичной инфор­мации о нефтяной залежи с целью получения сведений о теку­щем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопле­ния данных периодически, а также перед составлением каж­дого проектного документа выполняют анализ процесса разра­ботки, включающий комплекс исследований, расчетов и логиче­ских выводов.

     Задача контроля — обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представи­тельностью информации, точностью измерений и методом обра­ботки. Информация должна включать весь перечень необходи­мых для анализа сведений. Объем информации по месторождению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность — от выбора момента времени (периодич­ности) и продолжительности проведения измерений в скважине.

    3адачи контроля в начальный период эксплуатации сводятся к подготовке исходных данных для составления проекта разра­ботки. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разра­ботки и методов ее регулирования. По применяемым четырем видам контроля процесса разработки можно назвать следующие частные задачи, решаемые нефтепромысловыми службами с применением гидродинамических, геофизических и лаборатор­ных методов:

       1. Контроль выработки запасов: учет количества продукции и объема закачки воды (газа); изучение перемещения ВНК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная  и  остаточная  нефтенасыщенность  пласта).

2.        Контроль   эксплуатационных   характеристик   пластов   и энергетического состояния залежи: исследование профиля при­тока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого  и  затрубного давлений;  изучение  изменений  пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами; изучение изме­нения физико-химических свойств нефти, газа и воды  (в пластовых и поверхностных условиях).

3.        Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление негерметичности, смя­тия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др.

4.        Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина  и солей в пласте, призабойной зоне и скважине;  определение условий разрушения пласта  и образования  песчаных  пробок;  определение  анизотропии, трещиноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.

Основные способы получения информации при контроле — измерение продукции скважин на поверхности, исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины, исследо­вание пластов в разрезе скважин.


Проектные документы на разработку нефтяного месторождения

Основные проектные документы на разработку нефтяного месторождения. Задачи каждого из них

         Установлен следующий порядок проектирования и содержание основных проектных документов:

1.      схема опытной эксплуатации

2.      технологическая схема разработки

3.      проект разработки

4.      комплексный проект разработки.

                      Схема опытной эксплуатации составляется с целью получения дополнительных данных о геолого-промысловых характеристиках пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушивания, изучения приемистости нагнетат. скважин.

СОЭ обосновывает первоочередное бурение добывающих скважин, когда разведка месторождения еще не закончена, запасы нефти и газа не утверждены в ГКЗ России. СОЭ  отражает следующие вопросы:

1.      геологичиское строение месторождения  и геолого-физическая характеристика  пластов и жидкостей

2.      ориентировочный подсчет запасов нефти и газа

3.      ориентировочно рассчитываются основные технологич. показатели по добыче нефти, газа, воды, изменению пластового давления на несколько лет разработки, определяется число и расположение добывающих скважин

4.      намечаются работы по опытной закачке воды или испытанию др. способов воздействия на залежь

5.      обосновывается необходимый комплекс геолого-промысловых и геофизич. исследований

6.      ориентировочно определяется объем кап.вложений и ожидаемая себестоимость нефти.

СОЭ составляются тех.отделами объединений,  научно-исследовательскими и проектными институтами.

                     Технологическая схема разработки составляется для месторождений со значит. сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в ГКЗ по невысоким категориям (В и С1), а результаты разведки и опытной эксплуатации не позволяют окончат. определить систему разработки. Цель ТС :

1.      наметить систему расстановки скважин на залежи и их число

2.      установить необходимость и систему ППД

3.      определить изменение технико-экономич. показателей разработки на срок до 10-15 лет

4.      установить порядок разбуривания объектов на многопластовом месторождении и очередность бурения скважин

5.      обосновать необходимый комплекс исследований.

ТС включает след. разделы: геологическая часть; технологическая часть; экономическая часть. ТС составляется НИИ и проектными институтами.

                      Проект разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, когда геологич. строение месторождения несложное, или тех.схемы. ПР определяет и обосновывает те же вопросы, что и техсхема с более глубокой их проработкой.

При разработке крупных месторождений составляется комплексные проекты (схемы) разработки, в которых вместе с обоснованием системы разработки дается схема обустройства неф. месторождения  с решением след. задач:

1.      проектирование сбора, подготовки и транспорта нефти и газа

2.      определение объема и очередности строительства объектов сбора

3.      проектирование объектов ППД (водозаборы, насосные станции, КНС и т.д.)

4.      проектирование строительства дорог, линий э/передач и т.д.

                      При разработке крупных многопластовых месторождений предпочтение отдается составлению генеральных технологических схем разработки. Основные вопросы генсхемы:

1.      на основании результатов геолого-промышленого изучения  месторождения намечаются различные варианты воздействия (законтурное и внутриконтурное завод-я),рассматриваются вопроса эксплуатации каждого горизонта самост. сеткой  скважин и разл. сочетания объединения неск\ольких. горизонтов.

2.      Оцениваются добывные возможности намечаемых вариантов разработки при различном числе добывающих и нагнетательных скважин.

3.      Определяются технико-экономичиские показатели разработки.

На основании комплексного геологического, технологического и экономичиского анализа выбирается вариант, отвечающий требованиям рациональной системы разработки. Критерием в выборе варианта служит минимум затрат на разработку месторождения при условии выполнения планового задания на добычу нефти.


Принципы выделения эксплуатационных объектов

Принципы выделения эксплуатационных объектов в многопластовых месторождениях

        Под  эксплуатационным объектом понимают  продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных  для разработки  самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические  характеристики и коллекторские  свойства  пород продуктивных  пластов, физико-химические  свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений.

           Эксплуатационные объекты выделяют на ос­нове геологического, технологического и экономического анали­зов в период проектирования разработки. При решении вопро­сов выделения эксплуатационных объектов рекомендуется учи­тывать следующее: диапазон нефтегазоносности по разрезу (толщину продуктивного разреза); число продуктивных пластов в разрезе; глубину залегания продуктивных пластов; толщину промежуточных непродуктивных пластов и наличие зон слияния продуктивных пластов; положение водонефтяных контактов по пластам, совпадение залежей в плане; литологическую характе­ристику продуктивных пластов; коллекторские свойства (особенно проницаемость и эффективную толщину), диапазон их из­менения; различие типов залежей по пластам; режимы залежей и возможное их изменение; свойства нефтей в пластовых и по­верхностных условиях; запасы нефти по пластам.

             В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объек­тов в разработку выделяют две группы систем разработки многопластового нефтяного месторождения: системы одновремен­ной разработки объектов; системы последовательной разра­ботки объектов.

              Системы одновременной разработки объектов

1.Раздельная разработка, когда каждый объект эксплуати­руется   самостоятельной   сеткой   скважин.  

2. Совместная разработка, при которой два или более пластов в виде единого эксплуатационного объекта разрабатываются  единой  сеткой добывающих  и  нагнетательных  скважин.
 3. Совместно-раздельная разработка, при которой добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной   эксплуатации,    нагнетательные   скважины — установ­ками для одновременно-раздельной закачки воды.

            Системы последовательной разработки объектов

1. Разработка сверку вниз, при которой каждый нижележа­щий объект эксплуатируется после вышележащего. Она применялась в первый период развития нефтяной промышленности и в настоящее время признана в основном нерациональной.

2. Разработка снизу вверх, при которой начинают разраба­тывать объекты с нижнего, так называемого опорного (базис­ного) объекта, а затем переходят на возвратные объекты.

            Системы разработки эксплуатационных объектов (залежей)

           Системы разработки с размещением скважин по равномер­ной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в ра­боту относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шести­угольными).

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновре­менную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в ра­боту быстрый — все скважины вводят в работу почти одновре­менно в течение первых одного — трех лет разработки объекта.

              Системы разработки с размещением скважин по неравномер­ной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополни­тельно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми ря­дами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному рас­положению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади.

             Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

             Законтурное заводнение. Воздействие на пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Приконтурное заводнение. Нагнетательные скважины размещаются в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности.

            Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяются влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов.

Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются.

Разработки нефтегазовых залежей

Особенности разработки нефтегазовых залежей (месторождений)

           Нефтяные залежи с газовой шапкой называют нефтегазовыми. На выбор системы и технологии разработки нефтегазовой залежи влияют условия залегания нефти и газа, соотношения объемов нефтяной оторочки и газовой шапки, толщина нефтяной оторочки, ширина (по площади) нефтяной оторочки, чисто нефтяной, газо- и водонефтяной зон, структурная форма ловушки, активность пластовой воды.

           По активности пластовой воды выделяют залежи, имеющие достаточно активный напор пластовых вод и замкнутые залежи. В замкнутых залежах, в которых пластовые воды малоактивны или связь с законтурной областью затруднена либо вообще отсутствует, основной источник энергии – энергия растворенного газа и газовой шапки. В залежах с активной пластовой водой нефть можно добывать за счет использования напора воды при подчиненной роли растворенного газа и газовой шапки.

   По условиям залегания нефти, газа и воды можно выделить два основных типа нефтегазовых залежей: залежь с краевой водой или с крыльевой нефтяной оторочкой (рис.а); залежь с подошвенной водой или со сводовой нефтяной оторочкой (рис. в).

В залежах первого типа этаж газоносности больше толщины продуктивного пласта; выделяются два контура нефтеносности и два контура газоносности (внешний и внутренний), между которыми размещаются водонефтяная, нефтяная, газонефтяная и газовая зоны. Вместо нефтяной зоны может быть газоводонефтяная зона, расположенная между ГНК и ВНК. В залежах второго типа по всей площади залежи вода подстилает нефть, которая подстилает газовую шапку. Для них характерны два внешних контура: газо- и нефтеносности, оконтуривающих водонефтяную и газоводонефтяную зоны. Между этими двумя типами можно выделить промежуточный (третий) тип (рис.б) с тремя контурами: газоносности и два нефтеносности, который при сближении ВНК и ГНК может перейти в первый или второй тип.

Наличие газовых шапок и подошвенной воды существенно осложняет разработку нефтегазовых залежей. Трудности разработки связаны с взаимным влиянием газовой шапки и нефтяной части залежи.

Поэтому основной принцип разработки нефтегазовых залежей – ограничение взаимовлияния газовой шапки и нефтяной части с одновременным созданием условий для вытеснения нефти водой.

 

         Для небольших залежей в высокопроницаемых коллекторах, содержащих маловязкую нефть и имеющих активные пластовые воды, применяется система разработки с неподвижным ГНК. При разработке таких залежей давление в зоне отбора и законтурной зоне изменяется так же, как и при упруговодонапорном режиме, с несколько меньшим темпом за счет  дополнительного вытеснения нефти выделяющимся растворенным газом.

         ☝Более эффективно воздействие на нефтегазовую залежь водой, закачиваемой в нагнетательные скважины на линии внутреннего контура газоносности (барьерное заводнение). Водяной барьер разделяет основные запасы нефти и свободного газа и позволяет одновременно отбирать нефть из нефтяной оторочки и газ из газовой шапки.

         На нефтегазовых залежах с краевой водой размещение скважин аналогично размещению на нефтяных залежах. Для нефтегазовых залежей с подошвенной водой характерно размещение скважин по сравнительно плотной равномерной сетке (не более 300-400 м). В зависимости от местоположения нефтяных скважин на залежи назначается технологический режим их работы. 

Для скважин в нефтяных зонах можно задать режим работы, характерный для обычных нефтяных залежей. В остальных случаях скважины должны работать при условии предотвращения преждевременных прорывов воды (водонефтяные зоны), газа (газонефтяные зоны) или воды и газа (газоводонефтяные зоны).


Системы разработки нефтяных залежей

Системы разработки нефтяных залежей (месторождений) с поддержанием пластового давления

              Законтурное заводнение. Воздействие на пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.



                                

Приконтурное заводнение. Нагнетательные скважины размещаются в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности.

            Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Разновидности внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего ряда с несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводнением.


Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Блоковое заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяются влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются.

 

 

 

Смешанный режим залежи

Это режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии

Гравитационный режим залежи

Это режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. 

👉Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. 

Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. 

☝Коэффициент нефтеизвлечения  колеблется в пределах 0,1-0,2.


Режим растворенного газа залежи

    Это режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. 

При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. 

По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. 

Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. 

☝Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.


Газонапорный режим работы залежи

       Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. 

Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. 

Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные,  напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.  

👉По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. 

При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также  эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. 

Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. 

☝Коэффициент нефтеотдачи  колеблется в пределах 0,5-0,6.   


Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога