Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfдостигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи ц (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 балансо
вым ее запасам). |
|
|
|
|
высокого |
уровня |
добычи |
|
Вторая |
стадия — поддержание |
|||||||
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 вяз |
||||||
кости; |
|
|
|
|
|
|
|
|
ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
нарастанием обводненности продукции лв (ежегодный рост обводненности составляет 2—3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обвод ненность колеблется от нескольких до 65 %);
отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти; текущим коэффициентом нефтеотдачи т), составляющим к концу стадии 30—50 %, а для месторождений с «пикой» до
бычи— 10—15 %.
Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося основного фонда скважин и части резервного, а также применением методов интенсификации отбора жидко сти. Однако по мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого на чинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение до бычи жидкости, что может обусловливаться отключением части обводнившихся скважин и ограниченными возможностями оборудования и установок по сбору и подготовке нефти. Про должительность стадии зависит от максимального уровня до бычи нефти и соотношения вязкостей нефти и воды. Границу между второй и третьей стадиями устанавливают по точке пере гиба кривой темпа отбора нефти в сторону уменьшения, кото рая почти всегда четко отмечается, несмотря на продолжаю щийся иногда рост темпа добычи жидкости Гдж (отношения среднегодового отбора жидкости к балансовым запасам
нефти).
Третья стадия — значительное снижение добычи нефти — ха
рактеризуется:
снижением добычи нефти (в среднем на 10—20 % в год при маловязких нефтях и на 3—10 % при нефтях повышенной вяз кости); 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 пв до 80—85 % при среднем росте обводненности 7—8 % в год, причем с боль шей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной
вязкости; повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи т] на ко
нец стадии до 50—60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа*с и до 20—30 % для месторождений с нефтями повышенной 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 продол жительности предыдущих стадий и составляет 5—10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тд,н обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности пв.
Совместно первую, вторую и третью стадии называют основ ным. периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80—90 % извлекаемых запасов нефти.
Четвертая стадия — завершающая — характеризуется: малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти
7ДП (в среднем около 1 %); большими темпами отбора жидкости Тт (средние темпы от
бора жидкости составляют 3—8 и даже 20%; отбирают на этой стадии до 1 объема пор пласта по месторождениям с мало вязкими нефтями и до 3—4 объемов по месторождениям с неф тями повышенной вязкости; основная масса воды отбирается на этой стадии, конечные водонефтяные факторы достигают 0,7— 7 м3/м3);
высокой медленно возрастающей обводненностью продук ции (ежегодный рост составляет около 1 %);
более резким, чем на третьей стадии, уменьшением дейст вующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин со ставляет 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 дли тельностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15—20 лет н более, определяется пределом экономи ческой рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при кото ром еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабель-
Таблица 1.3. Максимальные темпы добычи нефти из разрабатываемых месторождений
Подтип динамики добычи нефти
1а
16
2а
26
Максимальный Тпшя, % |
||
|
|
ДН |
пределы изменения |
| |
среднее значение |
|
||
1,8—4 |
|
3 |
3,6—5,7 |
|
4 |
2 ,7 - 6 ,2 |
|
5 |
Ф* 00 1 Vj |
|
6,5 |
|
|
|
ности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.
На основе детального анализа изменения добычи нефти из разрабатываемых месторождений СССР сотрудниками ВНИИнефть (Б. Т. Баишев и др.) выделены два типа кривых добычи нефти, каждый из которых подразделен на два подтипа по ха рактеру динамики добычи жидкости (табл. 1.3). Для месторож дений подтипов 1а и 2а характерен рост добычи жидкости на III стадии, несмотря на уменьшение отбора нефти. В результате добыча нефти на III стадии уменьшается более плавно, чем на месторождениях подтипов 16 и 26, в которых наряду с умень шением темпа отбора жидкости на III стадии снижается и темп отбора нефти. При переходе от подтипа 1а к подтипу 26 увели чивается средний темп ТД11 и уменьшается продолжительность
IIстадии, выражаясь в пределе «пикой» добычи нефти. Разработка залежей в трещиновато-кавернозных к°лле^т°'
рах отличается быстрым выходом на |
высокие ^ а^?и0/ма |
|||||||||
темпы отбора нефти (10—13 % в год), отбором д |
Р |
^ |
соед- |
|||||||
каемых запасов к началу снижения лобычи, весьм |
, |
непро- |
||||||||
ним снижением добычи на стадии III |
|
(Д° |
™мМЯПНым'и |
отбо- |
||||||
должительностью |
стадии IV, |
небольшим |
|
У |
|
Р |
|
|
||
рами воды (доли |
от балансовых запасов неф п ' отекает значи. |
|||||||||
Разработка трещиновато-пористых |
|
|
_Ka£ерН03НЫХ и со- |
|||||||
тельно сложнее, чем пористых и трещин |
|
|
|
|
|
|
|
|||
провождается большими отборами В°Д“_ |
|
|
|
геолого-физиче- |
||||||
В целом динамика добычи »'Ф™ ” ,ияс£ |
” |
литологический |
||||||||
ских условий месторождения |
(ввз“° |
нор0дность пластов, тип |
||||||||
тип коллектора, продуктивность и не д |
^ |
йствия на залежь) |
||||||||
залежи), метода (с воздействием и |
|
объекта |
(темпа |
и по- |
||||||
и системы разработки, условии осво |
|
жин |
g |
совокупности |
||||||
рядка разбуривания) и эксплуатации |
|
нять |
уровень добычи |
|||||||
эти факторы могут в несколько ра |
елес0образно |
поддержи- |
||||||||
нефти. М. Л. Сургучев считает, |
бильным |
максимальным |
||||||||
вать динамику добычи нефти |
с |
|
|
|
|
|
|
|
33 |
|
уровнем. Характер заводнения и нефтеотдача неоднородных пластов не зависят от темпа добычи нефти. На этом базируется современная разработка нефтяных месторождений высокими темпами.
В заключение отметим, что производственный процесс до бычи нефти на протяжении четырех стадий характеризуется не равномерностью отбора нефти, нефтяного газа и воды, неравно мерной нагрузкой промыслового оборудования, изменением состава потока флюидов в скважинах, трубопроводах и уста новках во времени.
§ 1.7. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ
Научно обоснованное проектирование разработки нефтяных ме сторождений стало осуществляться в СССР в начале 40-х го дов по предложению и под руководством А. П. Крылова. В про ектных документах приводилось геолого-промысловое, гидроди намическое и экономическое обоснование систем разработок, однако учитывались лишь отдельные элементы технологии и техники добычи нефти и обустройства месторождения (забойное давление, рельеф местности и т. п.). С 70-х годов проектные организации в отрасли перешли на составление проектных до кументов на промышленную разработку нефтяных месторожде ний, в которых сочетаются решения геолого-промысловых и тех нологических задач с экономическими задачами с учетом реше ния вопросов нефтепромыслового обустройства конкретного месторождения и нефтедобывающего района в целом, требова ний охраны недр и окружающей среды (экологии). При этом порядок проектирования постоянно совершенствуется на основе обобщения отечественного и зарубежного опытов.
Основные технологические проектные документы на промыш ленную разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений — технологические схемы и проекты разработки. Они служат в свою очередь основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи нефти и газа, затрат, свя занных с их добычей. Проект разработки составляется для ме сторождения, введенного в разработку на основании схемы или не введенного в разработку с простым геологическим строением
ималыми запасами.
Втехнологических проектных документах на разработку обосновываются (изложено без соблюдения порядка обоснова ния): 1) выделение эксплуатационных объектов и порядок
ввода их в разработку, выбор системы разработки; |
2) |
способы |
и режимы эксплуатации скважин, выбор устьевого |
и |
внутри |
скважинного оборудования, мероприятия по предупреждению и
борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; 3) уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов; 4) вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением, вопросы, связанные с особенностями применения методов повы шения нефтеотдачи (нефтеизвлечения); мероприятия по конт ролю и регулированию процесса разработки; объемы и виды работ по доразведке месторождения; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; 5) требования к си стемам сбора и промысловой подготовки продукции скважин; 6) требования к системам поддержания пластового давления, качеству используемых агентов; 7) требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, мето дам вскрытия пластов и освоения скважин; 8) специальные ме роприятия по охране недр и окружающей среды при бурении
иэксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии
ипожарной безопасности при применении методов повышения нефтеотдачи; 9) вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.
Проектирование разработки месторождения осуществляют путем построения и технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Расчет ные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площа дей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сетки скважин, режи мами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжитель ностью стабильной добычи нефти и др. Из этих расчетных вариантов выбирают не менее трех вариантов для технологиче
ских схем и двух — для проектов разработки, которые называ ются основными. Один из рассматриваемых вариантов разра ботки выделяется в качестве базового варианта. Технологиче ские и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант разработки путем сопоставления технико-экономических показа телей расчетных вариантов разработки. Для составления тех нологических проектных документов выдается техническое за дание, в котором учитываются тенденции развития нефтяной промышленности, пятилетние и перспективные планы добычи нефти по экономическому району (объединению). В техниче ском задании указываются возможные объемы бурения, воз можные источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения, возможные ограничения, связанные с техно логией и техникой добычи нефти, подготовки продукции и др.
Для повышения качества проектирования, |
надежности и точ |
|
ности прогнозирования процесса извлечения |
нефти предусмат |
|
ривается |
широкое использование современных электронно-вы- |
|
2* |
|
35 |
числительных машин (ЭВМ), систем автоматизированного про ектирования разработки (САПР), различных баз данных и гра фопостроителей. Используются отраслевые и межотраслевые регламенты (ГОСТ, ОСТ и др.) относительно системы докумен тации (порядок ее разработки, оформления, обращения).
Контрольные вопросы
1. Охарактеризуйте производственный процесс разработки и эксплуата ции нефтяных месторождений. Какие природные и технологические условия определяют его осуществление?
2. Расскажите о классификации систем разработки месторождений.
3. Дайте определение стадии разработки месторождений. Какие стадии выделяют при водонапорном режиме и что для них характерно?
Глава 2
ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Проектирование разработки нефтяных месторождений вклю чает подготовку исходной информации и создание моделей пласта, проведение технологических и экономических расчетов, расчетов по выбору способов и технологического оборудования оо добыче нефти.
§ 2.1. ПОДГОТОВКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
При расчете технологических показателей разработки место рождений необходимо располагать исходными данными, т. е. ге олого-промысловой характеристикой месторождения.
Геолого-промысловая характеристика
-Геолого-промысловую характеристику в основном представляют: общие сведения о районе месторождения — географическое и административное расположение района месторождения;
рельеф местности, гидросеть, климат; экономические сведения; характеристика условий разбуривания и обустройства место рождения с выделением участков, осложненных или не подле жащих разбуриванию (резко пересеченный рельеф, водоемы, заболоченность, населенные пункты, санитарные зоны и др.);
геологическая характеристика месторождения — история ге ологического изучения района и месторождения; стратиграфия; тектоника; нефтегазоносность; гидрогеологические условия ме сторождения;
геологическая характеристика залежи (продуктивного пла ста, эксплуатационного объекта)— детальная корреляция про дуктивной части разреза в скважинах, положение ВНК и ГНК; геометрия залежи (тектоническая структура, контуры нсфтегазоносности, размеры залежи, нефтяных, газовых, подгазовых и водонефтяных зон, тип залежи);
литолого-физическая характеристика коллектора — вещест венный состав и структурные особенности пород; проницаемость, пористость, начальная нефтенасыщенность коллектора, зависи мость проницаемости и пористости от давления, тип коллектора (пористый, трещиновато-пористый и т. д.); неоднородность
строения (объемная неоднородность) продуктивных пластов (расчлененность на пропластки и слои, песчанистость, их рас пространенность, сложность границ коллектора, литологическая связанность, выклинивание и т. д.); теплофизические свойства; свойства пластовых флюидов: нефти в пластовых условиях (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадка, коэффициент объем ной упругости; зависимости вязкости, объемного коэффициента
игазосодержания от давления; теплофизические свойства); разгазированной нефти (плотность, кинематическая вязкость, мо лекулярная масса, температура начала кипения и начала засты вания, температура насыщения нефти парафином, фракционный
икомпонентный состав, содержание серы, парафина, асфальте нов и силикагелевых смол); растворенного, выделившегося при однократном разгазировании, и природного нефтегазовых зале жей газа (компонентный состав, абсолютная и относительная плотности, сжимаемость); пластовой воды (плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент объем ной упругости, общая минерализация и ионный состав, харак теристика возможных последствий при смешивании ее с зака чиваемой водой и изменении начальных условий);
энергетическая и эксплуатационная характеристики за
лежи— пластовые давления (начальное, текущее) и темпера тура, геотермический градиент; характеристика законтурной зоны залежи, ее связь с нефтяной зоной и областью питания, возможный естественный режим залежи; закономерности в из менении пластовых давлений и температуры; допустимое их снижение при разработке; условия, осложнения эксплуатации скважин; гидродинамическая связь между скважинами, пла стами;
запасы нефти и газа (по категориям, объектам, зонам объ ектов).
Эту характеристику дополняют графические обобщения: об зорная карта района месторождения, геолого-геофизический раз рез отложений, структурные карты, геологические профильные разрезы, карты изменения по площади проницаемости, пористо сти, нефтенасыщенности, нефтенасыщенной толщины, распро странения выделенных пластов, слоев, зональных интервалов, распространения свойств пластовых флюидов, изобар, рас пределения температур и др. Геолого-промысловая характери стика охватывает широкий круг вопросов, изучаемых в физике пласта и нефтепромысловой геологии, и составляет геолого промысловую часть технологической схемы или проекта разра ботки месторождений. На основе геолого-промысловой характе ристики строят расчетную схему и модель пласта, а также обос новывают рекомендации по выбору системы разработки и условий ее успешной реализации (порядок разбуривания за-
38
лежи, требования при вскрытии пластов бурением, оптималь
ные интервалы перфорации, геологические ограничения на дебиты и приемистости скважин и т. д.).
Геолого-промысловое изучение объекта разработки
Источниками получения исходных данных для составления про ектных документов служат пробуренные на данном месторож дении скважины. При наличии очень скудной информации ино гда можно воспользоваться данными по аналогичным место рождениям или предлагаемыми в литературе различными расчетными и графическими зависимостями для нахождения некоторых параметров пород и пластовых жидкостей.
При бурении скважин отбирают образцы горных пород — керны, а при наличии рыхлых пород— шлам. В лабораториях по образцам терригенных (осадочных) и карбонатных пород изучают вещественный состав, текстуру, структуры. Лаборатор ными методами по образцам пород определяют физические свойства коллекторов: пористость и соотношения трех основных видов пустот (трещин, каверн, пор), проницаемость (абсолют ную и фазовые), нефтегазоводонасыщенность, коэффициент вы теснения нефти водой. Физические свойства пластовых жидко стей исследуют в лабораториях по глубинным пробам. Методы лабораторного определения свойств пород и жидкостей изуча ются детально в курсах физики пласта и геологии. Следует подчеркнуть, что существуют ОСТы и ГОСТы на определение свойств нефтей, воды, пород и т. д.
В скважинах проводятся различные промыслово-геофизиче ские, термодинамические и гидродинамические исследования. По данным промыслово-геофизических исследований проводят детальное расчленение продуктивных отложений (установление литологического типа пород), выделяют коллекторы (терригенные, карбонатные), разделяют коллекторы на продуктивные и водоносные, определяют пористость, нефтегазонасыщенность, проницаемость. При термодинамических исследованиях изу чают распределение температуры в скважине, определяют про филь притока нефти или поглощения закачиваемой воды по разрезу пласта. Характеристика этих и гидродинамических ме
тодов приводится в гл. 5.
По данным исследований составляют сводный (по видимым толщинам пластов) и нормальный (по средним истинным тол щинам пластов в их нормальном залегании) геолого-физические разрезы, осуществляют детальную корреляцию продуктивных отложений (прослеживание по простиранию продуктивных го ризонтов, пластов или пачек; установление их непрерывности на определенной площади; оконтуривание их распространения)., Методика выполнения этих работ изучается в курсе геологии.
39
Получаемая информация используется для геоМетризации формы залежей и месторождения. Геометрнзация формы за лежи включает построение структурных карт кровли и поДошвы продуктивного пласта, геологических профильных разрезов, оп ределение положения поверхностей ВНК и ГНК, проведение линий внешнего и внутреннего контуров этих контактов на структурных картах, геометризацню объема по карте толщин коллектора. Для более наглядного отображения геологического строения месторождения строят блок-диаграммы (аксонометри ческое изображение залежи в трех плоскостях в косоугольной или прямоугольной проекции) и блок-схемы (пространственное отображение корреляционных схем).
При разделении пород на проницаемые (коллектор) и не проницаемые (неколлектор) обосновывают предельные значения емкостно-фильтрационных параметров. Обычно выделяют два предела: абсолютный или физический — значения параметров, начиная с которых породы имеют нефтегазонасыщенность, от личную от нуля; нижний или технологический — значения па раметров, начиная с которых породы имеют такую нефтегазо насыщенность, при которой фазовая проницаемость для нефти (при определенном режиме вытеснения, т. е. системе разработки месторождения) становится больше нуля. Геометризация за лежи, разделение пород на коллектор и неколлектор, определе ние значений параметров существенно осложняются неоднород ностью пластов.
Неоднородность пласта
Все реальные нефтяные пласты неоднородны по своему геоло гическому строению и свойствам в силу изменения условий осад кообразования и последующего преобразования пород. В соот ветствии с ОСТ 39-035—76 под неоднородностью понимается свойство нефтяного пласта-коллектора, обусловленное измене нием его структурно-фациальных и литологических свойств, ока зывающих влияние в основном на движение пластовой жидкости к забоям скважин и подлежащих учету при установлении по тенциальных возможностей нефтяного пласта. Различают не однородность литологическую (гранулометрическую, упаковоч ную, цементационную, минеральную, поровую), проницаемостную, пористостную и объемную (толщинную, площадную). Не однородность нефтяных залежей изучают детерминированным или вероятностным методами. Лучшие результаты дает их ком плексное использование.
При детерминированном (причинно-следственном, причиннообусловленном) методе, полагая, что одно явление (причина) при конкретных условиях обусловливает другое явление (дей ствие, следствие), по данным исследований скважин и пластов
40