Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

а також кілька пластів, гідродинамічно пов'язаних між собою в межах

розглядуваної площі родовища або її частини, становлять

елементарний об'єкт розробки. Це поняття є синонімом поняття

поклад.

Експлуатаційний об 'єкт {об 'єкт розробки)

- це елементарний

об'єкт або сукупність елементарних об'єктів, які розробляються

окремою сіткою свердловин для забезпечення контролю

регулювання

процесу їх експлуатації.

Експлуатаційні об'єкти виділяють на основі геологічного,

технологічного і економічного аналізів під час проектування розробки

родовища. Для вирішення питань виділення експлуатаційних об'єктів

рекомендується враховувати таке:

діапазон нафтогазоносності по розрізу (товщину продуктивного

розрізу);

кількість продуктивних пластів у розрізі;

глибину залягання продуктивних пластів;

товщину проміжних непродуктивних пластів і наявність зон злиття

продуктивних пластів;

положення водонафтових контактів у пластах, збігання покладів у

плані;

літологічну характеристику продуктивних пластів;

колекторські властивості (особливо проникність і ефективну

товщину), діапазон їх зміни;

відмінність типів покладів у пластах;

режими покладів

можливу їх зміну;

властивості нафти в пластових

поверхневих умовах;

запаси нафти в пластах.

Якщо ці умови не перешкоджають об'єднанню пластів у єдиний

об'єкт, то виконують

гідродинамічні

розрахунки з визначення техно-

логічних показників, враховуючи способи регулювання балансу

пластової енергії, контролю і регулювання процесу розробки, в також

можливі технічні засоби видобування нафти. Потім визначають

економічну ефективність різних варіантів об'єднання окремих пластів

у експлуатаційні об'єкти. Науково обгрунтоване виділення експлуа-

таційних об'єктів служить важливим важелем економії та підвищення

ефективності розробки родовищ.

Системи розробки багатопластових родовищ

Залежно від порядку введення експлуатаційних об'єктів у розробку

виділяють дві групи систем розробки багатопластового нафтового

родовища: системи одночасної розробки об'єктів; системи послідовної

розробки об'єктів.

Системи одночасної розробки об'єктів. Перевага систем

одночасної розробки об'єктів - це можливість негайного використання

запасів усіх об'єктів після їх розбурювання. Реалізувати ці системи

можна за одним

із

трьох варіантів:

Роздільна

розробка - це система розробки, коли кожний об'єкт

експлуатується самостійною сіткою свердловин; потребує великої

кількості свердловин, що призводить до значних капітальних вкладень.

Може застосовуватися за наявності високопродуктивних об'єктів і

можливості швидкого їх розбурювання. її перевага - забезпечення

надійного контролю за процесом розробки і

його

регулювання.

Сумісна розробка

- це система розробки, за якої два або більше

пластів як окремий експлуатаційний об'єкт розробляються єдиною

сіткою видобувних і нагнітальних свердловин. Можливі її підваріанти:

із збільшенням кількості видобувних свердловин на малопродуктивні

об'єкти і зі збільшенням кількості нагнітальних свердловин на мало-

продуктивні об'єкти. її перевага - забезпечення високих поточних

рівнів видобутку за заданої кількості свердловин. Проте, в основному,

спостерігається нерегульована розробка пластів, що призводить до

погіршення техніко-економічних показників.

Сумісно-роздільна

розробка - це система розробки, за якої

видобувні свердловини обладнують устаткуванням для одночасно-

роздільної експлуатації, а нагнітальні свердловини - устаткуванням

для одночасно-роздільного нагнітання води. Вона дає змогу подолати

недоліки перших двох варіантів, зберігаючи при цьому їх перевагу.

Системи послідовної розробки об'єктів. Системи послідовної

розробки об'єктів можна реалізувати за такими основними варіантами:

Розробка зверху

вниз,

за якої кожний нижче розміщений об'єкт

експлуатується після вище розміщеного. Вона застосовувалась у

перший період розвитку нафтової промисловості і нині визнана в

основному нераціональною, оскільки затримує розвідку і розробку

нижче розміщених об'єктів, збільшує обсяги буріння і витрату металу

на обсадні труби, підвищує небезпеку порушення правил охорони надр

вище розміщених об'єктів під час розбурювання нижче розміщених

об'єктів.

Розробка знизу вверх, за якої починають розробляти об'єкти з

нижнього, так званого опорного (базового) об'єкта, а потім переходять

на поворотні об'єкти. У випадку наявності багатьох об'єктів за базові

об'єкти також вибирають найзначніші та найпродуктивніші об'єкти з

достатньо великими запасами нафти, а за поворотні - решту об'єктів.

Тоді приступають до розробки базових об'єктів, таким чином не

затримують експлуатацію вище розміщених високопродуктивних

об'єктів з великими запасами.

Зазначимо, що кращі показники можуть бути досягнуті комбіна-

цією усіх названих варіантів систем розробки багатопластового

родовища.

Системи розробки експлуатаційних об'єктів (покладів)

Системи розробки покладів класифікують залежно від розміщення

свердловин і виду енергії, яка використовується для переміщення

нафти.

Розміщення

свердловин.

Під розміщеннням свердловин розуміють

сітку розміщення і відстані між свердловинами (густота сітки), темп і

порядок введення свердловин в експлуатацію. Системи розробки

поділяють на такі: з розміщенням свердловин по рівномірній сітці, з

розміщенням свердловин по нерівномірній сітці (переважно рядами).

Системи розробки

розміщенням свердловин

по

рівномірній

сітці

розрізняють: за формою сітки; за густотою сітки; за темпом введення

свердловин у роботу; за порядком введення свердловин у роботу

відносно одна одної і відносно структурних елементів покладу. Сітки

за формою бувають квадратними і трикутними (шестикутними). У

випадку трикутної сітки на площі розміщується свердловин більше на

15,5%,

ніж у випадку квадратної за однакових відстаней між

свердловинами.

Під густотою сітки свердловин розуміють відношення площі

нафтоносності до кількості видобувних свердловин. Разом з тим це

поняття дуже складне. Дослідники часто вкладають різний зміст у

поняття густоти сітки свердловин: беруть лише площу розбуреної

частини покладу; кількість свердловин обмежують за різними вели-

чинами сумарного видобутку нафти з них; включають або не вклю-

чають нагнітальні свердловини в розрахунок; у процесі розробки родо-

вища кількість свердловин значно змінюється, площа нафтоносності за

напірних режимів зменшується, це по-різному враховують тощо.

Інколи розрізняють малий, середній і великий ступені ущільнення

свердловин. Ці поняття досить умовні та різні для різних нафто-

промислових районів і періодів розвитку нафтової промисловості.

Проблема оптимальної густоти сітки свердловин, яка забезпечує

найефективнішу розробку родовищ, була найгострішою на усіх етапах

розвитку нафтової промисловості. Раніше густота сітки змінювалась

від 10 м /св. (відстані між свердловинами 100 м) до (4-9)10 м /св., а з

кінця 40-х - початку 50-х років минулого століття перейшли до сіток

4 2

свердловин з густотою (30-60)-10 м /св. Виходячи з теорії

інтерференції свердловин і спрощеної схематизації процесу витіснення

нафти водою з однорідного пласта, вважалося, що в разі розробки

нафтових родовищ на водонапірному режимі кількість свердловин

істотно не впливає на нафтовилучення.

Практикою розробки і подальшими дослідженнями встановлено,

шо в реальних неоднорідних пластах густота сітки свердловин чинить

істотний вплив на нафтовилучення. Цей вплив тим більший, чим більш

неоднорідні і переривчасті продуктивні пласти, гірші літологофізичні

властивості колекторів, вища в'язкість нафти в пластових умовах,

більше нафти спочатку знаходиться у водонафтових

підгазових зонах.

Ущільнення сітки свердловин у неоднорідно-лінзоподібних пластах

істотно збільшує нафтовилучення (охоплення розробкою), особливо у

випадку вдалого розміщення свердловин відносно різних лінз і екранів.

Найбільший вплив чинить густота сітки в діапазоні густоти сітки по-

над (25-30)-10 м /св. У діапазоні густоти сітки менше (25-30)-10 м /св.

вплив хоч і спостерігається, проте він не такий істотний, як у випадку

рідких сіток. У кожному конкретному випадку вибір густоти сітки має

визначатися з урахуванням конкретних умов.

На практиці застосовують двоетапне розбурювання початково

рідких сіток свердловин і подальше вибіркове їх ущільнення з метою

підвищення охоплення неоднорідних пластів заводненням, збільшення

кінцевого нафтовилучення та стабілізації видобутку нафти. У перший

етап бурять так званий основний фонд видобувних і нагнітальних

свердловин за малої густоти сітки. За даними буріння і дослідження

свердловин основного фонду уточнюється геологічна будова

неоднорідного об'єкта, у результаті чого можливі зміни густоти сітки

свердловин, які розбурюють у другому етапі і називають резервними.

Резервні свердловини передбачаються з метою залучення до розробки

окремих лінз, зон виклинювання і застійних зон, які не залучаються до

розробки свердловинами основного фонду в межах контура їх

розміщення. Кількість резервних свердловин задають з урахуванням

характеру і неоднорідності пластів (їх переривчастості), густоти сітки

свердловин, співвідношення коефіцієнтів в'язкостей нафти і води

тощо. Кількість резервних свердловин може сягати 30% основного

фонду свердловин. їх місцерозташування слід планувати в більш ранні

терміни розробки. Зазначимо, що для заміни фактично ліквідованих

свердловин через старіння (фізичний знос) або за технічних причин

(у результаті аварій під час експлуатації видобувних і нагнітальних

свердловин) потрібно обґрунтовувати також кількість свердловин-

дублерів, яка може становити 10...20% фонду.

За темпом введення свердловин у роботу можна виділити

одночасну (ще називають "суцільна")

і уповільнену системи

розробки

покладів. У першому випадку темп введення свердловин у роботу

швидкий - усі свердловини вводять у роботу майже одночасно

протягом перших одного-трьох років розробки об'єкта. У випадку

великого терміну введення систему називають уповільненою, яку за

порядком введення свердловин у роботу розрізняють на

систему,

яка

згущується, і повзучу систему. Систему, яка згущується, доцільно

застосовувати на об'єктах зі складною геологічною будовою. Вона

відповідає принципу двохетапного розбурювання. Повзучу систему,

орієнтовану відносно до структури пласта, поділяють на системи:

а) вниз за падінням; б) вверх за падінням; в) за простяганням.

У практиці розробки великих родовищ повзуча система комплексно

поєднується з системою, яка згущується.

Системи розробки з розміщенням свердловин по рівномірній сітці

вважають доцільними за режимів роботи пласта з нерухомими конту-

рами (режим розчиненого

азу,

гравітаційний режим), тобто за рівно-

мірного розподілу по площі пластової енергії. В основному, за трикут-

ною сіткою розбурено більшість експлуатаційних об'єктів Передкарпаття,

Азербайджану, Туркменистану, Північного Кавказу

та

ін.

Системи розробки з розміщенням свердловин по нерівномірній

сітці аналогічно розрізняють: за густотою сітки; за темпом введення

свердловин у роботу (введення рядів свердловин - працюють один ряд,

два, три ряди); за порядком введення свердловин у роботу. Додатково

їх поділяють: за формою

рядів

незамкнутими рядами

з замкнутими

(кільцевими) рядами; за взаємним розташуванням рядів та

свердловин - з однаковими відстанями відповідно між рядами і між

свердловинами в рядах

і з

ущільненням центральної частини площі.

Такі системи широко використовували за режимів роботи пласта з

рухомими контурами (водо-, газонапірний, напірно-гравітаційний і

мішаний режими). При цьому свердловини розміщували рядами,

паралельними початковому контуру нафтоносності. Густота сітки

свердловин сягяє від 2010 м /св. (якщо відстані між рядами 500 м і

між свердловинами у рядах 400 м) до 6410 м/св. У сучасному

проектуванні початкове розміщення свердловин майже завжди

рівномірне.

Вид

використовуваної

енергії.

Залежно від виду енергії, використо-

вуваної для переміщення нафти, розрізняють:

системи

розробки наф-

тових покладів на

природних

рюісимах,

коли використовується лише

природна пластова енергія (тобто системи розробки без підтримування

пластового тиску);

системи

розробки з

підтримуванням

пластового

тиску, коли застосовують метод регулювання балансу пластової енер-

гії шляхом штучного її поповнення. За методами регулювання балансу

пластової енерії

виділяють:

системи розробки зі штучним заводненням

пластів; системи розробки

із

запомповуванням газу в пласт.

Рисунок 1.2

—

Заводнення покладів: а -

законтурне;

б- приконтурне; в- з розрізанням

на окремі площі; г - блокове;

- осьове; д - кільцеве; є - центральне;

осередкове

Системи розробки зі штучним заводненням пластів можуть

здійснюватися за такими основними варіантами

(рис.

1.2):

Законтурне заводнення, під час якого воду запомповують у ряд

нагнітальних свердловин, розміщених за зовнішнім контуром нафто-

носності на відстані від нього

100...

1000 м. Його застосовують на

об'

єктах з малорозчленованими по товщині продуктивними пластами,

які характеризуються порівняно високою гідропровідністю, у разі

невеликої ширини покладів (до 4...5 км, а за найсприятливішої будови

пластів

більше). Таке заводнення не поширено.

Приконтурне

заводнення, коли нагнітальні свердловини розташо-

вують у водонафтовій зоні в безпосередній близькості від зовнішнього

контура нафтоносності. Його застосовують замість законтурного

заводнення на покладах з проявом так званого бар'єрного ефекту на

водонафтовому розділі або через зниження проникності пласта в

законтурній зоні. Гідродинамічний зв'язок законтурної і нафтоносної

частини може погіршитися внаслідок окислення важких фракцій наф-

ти на водонафтовому розділі, розривних порушень, літологічних

заміщень та ін.

Внутрішньоконтурне

заводнення, яке застосовують в основному

на об'єктах з великими площами нафтоносності (сотні квадратних

кілометрів і більше). У разі законтурного заводнення одночасно може

працювати не більше трьох рядів свердловин внаслідок екранування

роботи внутрішніх рядів зовнішніми, тому для забезпечення

відбирання нафти також з центральної частини експлуатаційного

об'єкта великі об'єкти з допомогою розрізаючих рядів нагнітальних

свердловин ділять на окремі, самостійно розроблювані ділянки, які

називають експлуатаційними полями або блоками. Внутрішньо-

контурне заводнення у разі необхідності поєднується з законтурним

або приконтурним заводненням.

Застосовується внутрішньоконтурне заводнення таких видів:

розрізання покладу нафти рядами нагнітальних свердловин на окремі

площі, блоки самостійної розробки; склепінне заводнення; осередкове

заводнення; площове заводнення.

Система

внутрішньоконтурного заводнення

розрізанням

покладу

на окремі площі застосовується на великих нафтових родовищах

платформового типу з широкими водонафтовими зонами. Широкі

водонафтові зони відрізають від основної частини покладу і розроб-

ляють їх за окремими системами. На середніх і невеликих за розміром

покладах застосовують поперечне розрізання їх рядами нагнітальних

свердловин на блоки

{блокове

заводнення).

Ширина площ і блоків

вибирається з урахуванням співвідношення коефіцієнтів в'язкостей

нафти і води та переривчастості пластів (літологічного заміщення)

в межах до 3...4 км, всередині розміщують непарну кількість рядів

видобувних свердловин (не більше 5...7). З початку 60-х років

минулого століття почали використовувати системи блокового завод-

нення, причому так звані

активні (інтенсивні) системи

з розміщенням

між двома нагнітальними рядами не більше 3...5 рядів видобувних

свердловин. Удосконаленням блокових систем можуть бути блочно-

квадратні системи

з періодичною зміною напрямів потоків води.

За невеликої в'язкості нафти (динамічний коефіцієнт до 3...5 мПа.с)

для об'єктів з відносно однорідною будовою пластів системи завод-

нення можуть бути менш активними, блоки шириною до

3,5...4

км.

У разі погіршених умов активність систем має підвищуватися, а ши-

рина блоків зменшуватися до 2...З км і менше. На однорідних пластах з

продуктивністю вище 500 т/(добу-МПа) виправдали себе п'ятирядні

системи, а з продуктивністю 10...50 т/(добу-МПа) - трирядні.

У випадку склепінного заводнення ряд нагнітальних свердловин

розміщують на склепінні структури або поблизу нього. Якщо розміри

покладу перевищують оптимальні, це заводнення поєднують із

законтурним.

Склепінне заводнення

поділяється так:

а) осьове (нагнітальні свердловини розміщують вздовж осі

структури);

б)

кічьцеве

(кільцевий ряд нагнітальних свердловин з радіусом, що

приблизно дорівнює 0,4 радіуса покладу, розрізає поклад на

центральну і кільцеву площі);

в) центральне заводнення як різновид кільцевого (вздовж кола

радіусом 200-300 м розміщують 4-6 нагнітальних свердловин, а

всередині нього

одна або кілька видобувних свердловин).