Лекции по "Геологии"

1. Понятие о разработке нефтяных и газовых месторождений.

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

-           порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового  месторождения в разработку;

-           сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

-           способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

1. геолого-физические свойства  пород-коллекторов;

2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3. фазовое состояние углеводородов  и режим пластов;

4. технику и технологию эксплуатации  скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

2. Система разработки.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

-           порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового  месторождения в разработку;

-           сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

-           способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

3. Режимы работы пласта. Определение и виды режимов. Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы. 
   Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п. 
   Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений). 
   газопровод, является давление, создаваемое расширяющимся газом. На глубокозалегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.-Газовый режим (режим расширяющегося газа). При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт  
   Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий. 
   Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление. 
   На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин. 
   При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.  
   Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме. 
   В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений, водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.  
   При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим. 
   В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.
4. Стадии разработки нефтяного месторождения .Графики построены в зависимости от безразмерного времени  , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 - значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

 

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 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 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%.

5. Регулирование процесса разработки месторождения.

Под регулированием процесса разработки месторождений (залежей) нефти и газа следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки их в рамках принятых проектных решений.

К условиям, которые определяют рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды относятся:

• - Разбуривания месторождений по сетке скважин, которая учитывает фактическое распределение емкостно-фильтрационных характеристик коллекторов в пределах залежи;
• - Допустимый уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающего смятия колонн, Нарушение сплошности цементного камня за эксплуатационной колонной;
• - Оптимальные давления на линии нагнетания рабочих агентов или на устье нагнетательных скважин;
• - Предусмотрены проектным документом способы эксплуатации скважин;
• - Запроектированы меры для регулирования разработки (отключение високообвод-тых или с высокойим газовым фактором скважин (пластов), перенос фронта нагнетания, нестационарный влияние и т.д.);
• - Допустимая скорость фильтрации в присвердловинний зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов, Прорыва витиснювальних агентов к забоев эксплуатационных скважин за трещины составляющую коллекторов);
• - Допустимые (предельные) дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок, накопление жидкости на забое, Разработки порово-трещинного коллектора);
• - Допустимый (предельный) максимальный газовый фактор скважин (в условиях газовой или газоводяного репрессии на пласт);
• - Допустимое снижение пластового давления в залежах, где осуществляется частичный сайклинг-процесс.

К основным методам и мер регулирования разработки относятся:

• - Изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, газа, отключение високообводнених скважин, скважин с прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, Периодическая смена отбора флюидов из скважин);
• - Изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, расхода реагентов, повышение давления нагнетания и прочее);
• - Увеличение гидрогазодинамических совершенства скважин (дополнительная перфорация, Различные методы воздействия на присвердловинну зону пласта и др.);
• - Изоляция или ограничение притока сопутствующей пластовой воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т.д.);
• - Выравнивание профиля притока жидкости, газа, Поглощение рабочих агентов (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, Загущенной воды и прочее);
• - Одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка рабочих агентов;
• - Изменение направлений фильтрационных потоков;
• - Очаговое закачки рабочих агентов;
• - Перенос фронта нагнетания;
• - Бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Комплекс рекомендуемых мер с целью регулирования процесса разработки должна проводиться с применением оборудования и методов контроля, которые позволяют проводить оценку их эффективности, и уточняется в авторском надзоре.

Планирование (составление планов геолого-технических и организационных мероприятий) и реализация методов и мероприятий с целью регулирования процесса разработки осуществляются недропользователем с учетом рекомендаций научно-исследовательских организаций (авторов технологических проектных документов).

Комплекс мероприятий, связанных с регулированием процесса разработки и оценка его эффективности, осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями после их утверждения в установленном порядке.

Отчет о проведенных мероприятиях, связанных с регулированием процесса разработки и их эффективность, составляется ежегодно нефтегазодобывающими предприятиями и, в виде отдельного раздела, включается в годовой геолого-технологический отчет нефтегазодобывающего предприятия.

Обобщение и анализ проводимых мероприятий, оценка технологического и экономического эффекта осуществляется научно-исследовательскими и другими организациями при выполнении авторского надзора за внедрением технологических проектных документов и приводится в отчетах об этой научно-исследовательскую работу.

С целью повышения эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей допускается краткосрочное (до 3 месяцев) проведение промышленных экспериментов по предложению научно-исследовательских институтов и согласованию с органами исполнительной власти, В компетенцию которых входят вопросы надзора за охраной труда и нефтегазодобывающих предприятий.

6. Методы регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.

Методы регулирования разработки нефтяных месторождений: увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); отключение высокообводнённых скважин; повышение давления нагнетания; бурение дополнительных добывающих скважин (резервных) или возврат скважин с других горизонтов; перенос фронта нагнетания; использование очагового и избирательного заводнения; проведение изоляционных работ; выравнивание профиля притока или приёмистости скважины; воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка); применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.).