Системы разработки; геологические данные для их проектирования

В нашей стране каждое месторождение вво­дится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с экономических и технологических позиций наибо­лее рациональна для данного месторождения с его геолого-физическими особенностями. Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и по­путных компонентов из пластов и управление этим процессом. В зависимости от количества продуктивных пластов, тол­щины, типов и фильтрационной характеристики коллекто­ров, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделе­ние в его геологическом разрезе одного, двух и более объек­тов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя система разработки. Будучи увя­занными между собой, системы разработки отдельных экс­плуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе) и возмож­но более полное извлечение из пластов нефти, газа, конден­сата и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях.

Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, пол­ный учет всех природных, производственных и экономичес­ких особенностей района, экономное использование природ­ной энергии залежей, применение при необходимости мето­дов искусственного воздействия на пласт.

Как отмечено в главе I, вплоть до конца 40-х годов разра­ботка нефтяных месторождений в стране осуществлялась толь­ко с использованием природной энергии залежей. Это было связано не только с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, но и с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к раз­работке. Нефтяная промышленность была сосредоточена в основном в южных районах страны, для которых характер­но многообразие природных режимов залежей. Многим за­лежам вследствие их небольших размеров и благоприятных геологических условий свойственны высокоэффективные при­родные режимы. В связи с относительно небольшой глуби­ной залежей скважины для их разработки можно было бу­рить по плотным сеткам. По требованиям того времени были приемлемы системы разработки природных видов энергии.

С середины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленно­сти связывается в основном с освоением с месторождений платформенного типа, которым свойственны большие раз­меры площадей нефтеносности, значительные глубины зале­гания основных продуктивных пластов и в большинстве слу­чаев малоэффективный природный режим — упруговодонапорный, быстро переходящий в режим растворенного газа. Это послужило стимулом для научно-технического прогресса в области технологии разработки нефтяных месторождений. Ученые и производственники нашей страны обосновали тео­ретически и доказали на практике необходимость и воз­можность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путем нагнетания в них во­ды. Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-х годов. Первоначально он был внедрен на но­вых нефтяных месторождениях Башкирии и Татарии — Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском, Бавлинском и других, затем распространен во все нефтедобывающие райо­ны страны на новые месторождения практически любых размеров, а также на уже разрабатываемые месторождения с недостаточно эффективными природными режимами.

Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно мень­шем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи и увеличивать в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэф­фективных природных режимах.

В последние годы более 90 % общего количества годовой добычи нефти в стране приходится на месторождения, разрабываемые с применением заводнения.

Методы заводнения нефтяных пластов широко применя­ется в странах СНГ (Азербайджан, Туркменистан, Украина и др.), а также в странах дальнего зарубежья.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наи­больший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неодно­родностью и повышенной проницаемостью. В связи с боль­шим диапазоном показателей геолого-физической характери­стики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводнении находятся в широких пределах (в ос­новном 0,4 — 0,6).

Следующим шагом научно-технического прогресса явилось создание способов повышения эффективности систем разра­ботки с заводнением, особенно для таких залежей, по кото­рым ожидаемый коэффициент извлечения нефти недостаточ­но высок. Проходят опробование, промышленные испытания и внедрение нетрадиционные методы воздействия на нефтя­ные пласты, основывающиеся на термических и других фи­зико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов. Эти методы, обычно довольно сложные и доро­гостоящие по сравнению с заводнением, предназначаются для залежей, по которым нефтеотдача пластов при заводнении имеет наименьшие значения или применение заводнения в которых вообще нецелесообразно и невозможно.

Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени прово­дится с использованием природной энергии без искусствен­ного воздействия. В последний период в балансе месторожде­ний и запасов УВ все большую роль играют газоконденсатные месторождения. Теория и практика разработки таких месторождений показывают, что в условиях природных ре­жимов может происходить снижение пластового давления до той критической точки, при которой происходят ретроград­ные явления в залежи и конденсат выделяется из газа в виде жидкости. Значительная часть жидкого конденсата — цен­нейшего углеводородного продукта — при этом выпадает в порах пласта и впоследствии оказывается практически неизвлекаемой. Поэтому освоение экономически целесообразных систем разработки газоконденсатных месторождений, пре­дотвращающих потери конденсата в пласте, — одна из актуальных задач.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:

· о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

· о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с
использованием природной энергии;

· при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на
площади;

· о плотности сетки скважин;

· о градиенте давления в экплуатационном объекте;

· о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической харак­теристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим — могут быть предложены три-четыре близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разра­ботки месторождений выполняются гидродинамические рас­четы нескольких вариантов сисемы разработки. Из них вы­бирают оптимальный вариант, соответствующий требовани­ям, предъявляемым к рациональной системе разработки. Оп­тимальный вариант выбирают на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей раз­работки рассмотренных вариантов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы ив разных масштабах В. Г. Аванесовым, П.А. Думчевым, М.М. Ивановой, В.К. Гомзиковым, Р.Х. Мусдимовым, B.C. Ковалевым, Е.И. Семиным, Э.М. Халимовым и другими, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого-промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение соответствующей системы разработки дает воз­можность в значительной мере снивелировать неблагоприят­ные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оп­тимальных вариантов систем разработки каждого из них баризуется на сформированной к началу проектных работ гео­логической модели каждой из залежей и месторождения в целом. Геологическая модель залежи представляет собой ком­плекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами, а также словесное описание особенностей залежи. Среди графических карт и схем обяза­тельны: сводный литолого-стратиграфический разрез место­рождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение залежей; карты по­верхностей коллекторов с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; детальные геологические профили с от­ражением условий залегания нефти и газа; карты распрост­ранения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в целом по залежи и по от­дельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схемы обоснования положения ВНК и ГКВ, карты распро­странения коллекторов разных типов, карты температуры, карты коэффициента светопоглощения, карты проницаемос­ти и др.).

Цифровыми данными характеризуются пустотность, про­ницаемость, начальная нефте(газо)насыщенность пород-кол­лекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо)насыщенная толщина; толщина проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, га­за, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определении разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неодно­родности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекту в целом и по его частям. К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; микро- и макронеоднородность пластов (со­отношение объемов коллекторов разных типов, коэффици­енты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.); термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследо­ваний вытеснения нефти (газа) агентами, использование ко­торых предполагается. К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирования, относятся: балансовые запа­сы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи — чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоводяной, газоводяной.

В числе кривых, характеризующих зависимости между па­раметрами, используются кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характери­стика фазовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описыва­ется ее природный режим, и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие геологическое обоснование системы разработки и влияющие на ожидаемые показатели разработки.