Системы разработки нефтяных месторождений.

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

Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах. Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий.

1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационный объект — продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважинах при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на базисные (основные) и возвратные. В качестве базисных выбирают более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты. Возвратными объектами можно считать менее продуктивные и с меньшими запасами пласты, разработку которых предусматривается проводить путем возврата скважин с базисного объекта.

2. Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемешающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности (рис. 10.2.1). Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производительность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти. Редкую сетку иногда вынуждены применять из-за большой глубины залегания продуктивных пластов, или сильно пересеченного гористого заболоченного рельефа местности, или в условиях моря.

Рисунок – 10.2.1. – Схема расположения скважин при перемещающихся контурах нефтеносности:

1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины; 3 – контрольные скважины; 4 – внутренний контур нефтеносности; 5 – внешний контур нефтеносности.

Порядок ввода нефтедобывающих скважин может быть одновременным по сгущающей или ползущей системам. Условно одновременным можно считать ввод скважин в эксплуатацию в течение одного — трех лет разработки объекта, что не будет иметь существенного значения в общем его сроке разработки. Сгущающую сетку скважин применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов. При этом сначала скважины закладывают равномерно по редкой сетке, затем по данным бурения и гидродинамических исследований скважин уточняют геологические строения и коллекторские свойства пластов и намечают бурение последующих скважин. При этом возможно изменение сетки скважин в сторону увеличения или уменьшения их числа. Ползущую систему разбуривания применяют при напорных режимах или на месторождениях со сложным рельефом местности. При напорном режиме первый ряд скважин располагают вдоль контура питания, а следующие ряды — вверх по восстанию при водонапорном режиме (см. рис. 10.2.1.) или вниз по падению при газонапорном режиме.

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

4. Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти — поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

Заводнение пластов бывает: законтурное, приконтурное, внутриконтурное.

Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200 — 100 м и более (см. рис. 10.2.1).

Приконтурное заводнение применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами и контуром нефтеносности — очень небольшое или же их располагают непосредственно на контуре нефтеносности.

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

Внутриконтурное заводнение позволяет значительно увеличить темпы отбора нефти и сократить сроки разработки крупных месторождений. Это объясняется тем, что одновременно можно эксплуатировать только два-три ряда нефтедобывающих скважин. При одновременной эксплуатации большего числа рядов скважин энергия напора пластовых вод или напора газовой шапки будет экранироваться первыми двумя-тремя рядами нефтедобывающих скважин, а другие ряды нефтедобывающих скважин, расположенные внутри контура нефтеносности, будут работать за счет энергии упругого сжатия пород продуктивного пласта и расширения жидкостей и растворенного в ней газа, насыщающих коллектор, т. е. при режиме растворенного газа. Чтобы не допустить эксплуатации внутренних, участков залежи при режимах растворенного газа, необходимо центральные участки залежи законсервировать на многие десятки лет.

Рисунок – 10.2.2. – Схемы внутриконтурного заводнения:

1 – нагнетательные скважины; 2 – нефтяные скважины; 3 – контур нефтеносности.

В настоящее время применяется несколько видов внутриконтурного заводнения, отличающихся друг от друга расположением водонагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами и последовательностью закачки воды в пласт и отборами нефти из нефтедобывающих скважин.

«Разрезание» залежей нефти рядами водонагнетательных скважин на площади самостоятельной разработки (рис. 10.2.2, а) и блоковое заводнение разрезанием залежей поперечными рядами водонагнетательных скважин на отдельные площади (блоки), в пределах которых размещается нечетное число нефтедобывающих скважин (рис. 10.2.2, б).

При «разрезании» залежей на площади и блоки ширина их не превышает 4—5 км, а при пониженных проницаемости пластов и вязкости нефти в пластовых условиях — еще меньше.

Линии нагнетательных скважин намечают заранее с учетом геологического строения залежей или же скважины располагают по линиям наибольшего обводнения (прорыва воды) по высокопроницаемым участкам пласта. Обычно это становится очевидным в процессе разработки залежей. На участках высокой проницаемости происходит быстрое обводнение скважин первого ряда, затем — второго и третьего рядов. Такой же характер обводнения наблюдается и с противоположной стороны залежи. Тогда обводненные нефтедобывающие скважины переводят в разряд водонагнетательных. При необходимости на этой же линии бурят и новые нагнетательные скважины. Таким образом, вода как бы сама находит себе путь и отделяет одну эксплуатационную площадь от другой. При блоковом заводнении залежей линии нагнетания обычно располагают вкрест простиранию площадей с учетом геологического строения продуктивных пластов.

Избирательное заводнение пластов (рис. 10.2.2.в). При этой системе обосновывается рациональное общее число скважин, которые располагают по равномерной сетке. Затем после проведения детальной корреляции разрезов залежи и гидродинамических исследований из числа пробуренных скважин выбирают скважины для нагнетания воды в пласт. При этом соблюдают следующие условия: водонагнетательные скважины должны иметь хорошую приемистость и хорошее сообщение с окружающими скважинами, но вместе с тем должны быть рассредоточены по площади с целью исключения возможности взаимовлияния с другими водонагнетательными скважинами.

При разработке месторождений с внутриконтурным заводнением дополнительно применяют очаговое заводнение в том случае, когда на отдельных участках залежи не наблюдается влияния этого заводнения и происходит падение пластового давления и снижение отборов нефти. Водонагнетательные скважины при очаговом заводнении выбирают из числа нефтедобывающих по тем же признакам, что и при избирательном заводнении. Одно из основных условий при очаговом заводнении — размещение водонагнетательных скважин в середине участка, что обеспечивает равномерное воздействие закачиваемой воды на окружающие нефтедобывающие скважины.

С целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов в пласт также нагнетают газ или воздух. Благоприятными факторами закачки газа (воздуха) являются значительные углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти. Однако закачка газа для поддержания пластового давления в настоящее время применяется реже, так как для этого нужно иметь источник газа и высоконапорные большой производительности компрессоры.

Различают четыре стадии разработки нефтяной залежи (рис. 10.2.3.): I стадия — нарастающая добыча нефти, II стадия — стабилизация добычи, нефти, III стадия — падающая добыча нефти, IV стадия — поздняя эксплуатация залежи.

При I стадии нарастание объема добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых нефтедобывающих скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в период I стадии разработки добывается безводная нефть, наблюдается некоторое падение пластового давления. В случае быстрого падения пластового давления и его приближения к давлению насыщения начинают поддерживать пластовое давление закачкой воды или газа в пласт. После разбуривания основного фонда скважин начинается II стадия — стабилизация добычи нефти. Задача разработчиков состоит в том, чтобы продлить этот период разработки как можно дольше. Это достигается следующим: сгущением сетки за счет ввода резервного фонда скважин; увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления, что достигается также сгущением нагнетательных скважин в зонах пониженных проницаемостей; проведением работ по воздействию на призабойные зоны пластов нефтяных и нагнетательных скважин с целью увеличения продуктивности нефтяных и нагнетательных скважин, изоляции притоков пластовых вод, крепления неустойчивых пород призабойной зоны пластов и др.

III стадия — падающая добыча нефти — характеризуется увеличением обводненности скважин и большим падением пластового давления. Наблюдается увеличение газового фактора. Задача состоит в том, чтобы замедлить падение добычи нефти, что достигается теми же способами, что и во II стадии разработки залежи. Скорость обводнения скважин при разработке залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды:

Исследованиями установлено, что (в условиях равномерной проницаемости пород пласта), если µ_О<3, происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременного прорыва воды к нефтяным скважинам. Если µ _О> 3 — наблюдается опережающее движение воды и быстрое обводнение скважин. Поэтому проводят работы по уменьшению значения µ _О путем загущения закачиваемой воды в пласт, например добавкой в нее полиакриламида (ПАА).

Рисунок – 10.2.3. – Динамика основных показателей разработки месторождения:

1 – годовой объем добычи нефти Q _Н; 2 – годовой объем закачки воды Q _З; 3 – годовой объем добычи воды Q _В; 4 – пластовое давление P _ПЛ; 5 – газовый фактор G ₀; I, II, III, IV – стадии разработки.

В течение I, II и III стадий разработки проектируют отбор основных запасов нефти, составляющей 80 — 90 % от промышленных запасов.

IV стадия характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Этот период может длиться очень долго — до рентабельности разработки месторождения. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи на IV стадии применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

В конце III и в течение IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением больших объемов воды. Поэтому необходимо предусмотреть возможность больших затрат на сбор, подготовку и закачку промысловых сточных вод в пласт. Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы в зоне замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности, прежде всего, достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.

В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за дебитом нефтедобывающих скважин по нефти, процентом обводненности нефти, газовым фактором, выносом песка, изменением забойного и пластового давления. Ежедневно контролируют приемистость водонагнетательных скважин, давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.

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

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

По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар — карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.

Для определения полноты выработки продуктивных пластов между нефтяными и нагнетательными рядами скважин бурят оценочные скважины со сплошным отбором керна из продуктивного пласта, по которому в лабораторных условиях определяют промытость пород водой, т. е. остаточную нефтеносность. Затем эти скважины используют в качестве контрольных, оборудовав специальными приборами, называемыми пьезографами, или периодически замеряют забойные давления в них.

Для выявления зон слабой или улучшенной проницаемости отдельных участков пластов проводят гидродинамические исследования скважин на взаимодействие. В случае плохой проницаемости на этих участках бурят новые нефтяные или нагнетательные скважины, что обеспечивает большую полноту отбора нефти.

За скоростью продвижения контуров нефтеносности можно следить по изменению коэффициентов светопоглощений нефти k _сп и по кривым восстановления забойного давления. За единицу k _cn принят коэффициент светопоглощения такого вещества, при проникновении света через 1 см слоя которого интенсивность светового потока уменьшается в е (2,718) раз. Установлено, что k _сп чувствителен к изменению в нефти концентрации окрашенных веществ — смол, асфальтенов. Поскольку содержание смол и асфальтенов в нефти больше в зонах, расположенных ближе к контуру нефтеносности, то по увеличению во времени k _сп нефтей, извлеченных из внутриконтурных скважин, можно определить скорость движения нефти по каждому участку пласта.

На основе результатов всех перечисленных исследований строят фактические графики основных показателей разработки пласта (см. рис. 10.2.3), которые позволяют следить за отборами нефти и воды из пласта, закачкой воды или газа в пласт, изменением пластового давления и газового фактора. При отставании фактических показателей от проектных проводят те или другие мероприятия с целью регулирования разработки и достижения проектных показателей.