Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
ния ия; результаты проведенных в лабо-
рат ний вытесне-
ния
и др.): термобарические услов
орных условиях физико-гидродинамических исследова
нефти, -газоагентами, использование которых предполагается при
разработке объекта.
К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирова-
ния, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конден-
сата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносно-
сти; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи – чисто
нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, газоводяной. В числе кривых,
характеризующих зависимости между параметрами, приводят кривые
зависимости физических свойств нефти и газа от давления и темпера-
туры, характеристику фазовых проницаемостей, зависимости коэффи-
циента вытеснения от проницаемости.
В текстовой части геологической модели залежи описывается ее
природный режим. На основе всех названных выше материалов изла-
гаются основные геолого-физические особенности залежи, опреде-
ляющие выбор технологических решений и системы разработки в це-
лом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.
DHGLJHEVGU? <HIJHKU
1. Что понимают под системой разработки?
2. Какую систему разработки называю рациональной?
3. Что представляет собой геологическая модель?
4. Какие цифровые данные необходимы для проектирования?
5. WDKIEM:L:PBHGGU? H;T?DLU
WdkiemZlZpbhgguf h[t_dlhf называют один или несколько про-
дуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из гео-
лого-технических и экономических условий для совместной разработки
одной серией добывающих скважин.
Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько
пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных
пластов, следует называть fgh]hieZklh\uf wdkiemZlZpbhgguf h[t -
_dlhf .
Под h[t_dlhf jZajZ[hldb понимают отдельный пласт или зо-
наль ы пн й интервал эксплуатационного объекта, о которому осуществ-
ляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуа-
тационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.
133
Анализ материалов по методике и практике выделения эксплуата-
ционных объектов в нашей стране, а также в целом ряде зарубежных
стран, позволяет сделать вывод, что при их выделении следует учиты-
вать пять групп факторов:
1) геолого-промысловые;
2) гидродинамические;
3) технические;
4) технологические;
5) экономические.
Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объ-
ективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.
=_heh]h-ijhfukeh\u_ nZdlhju . Из этой группы учиты-
ваются следующие:
о¾ возможн сть и однозначность расчленения разреза месторож-
дения, корреляция отложений и выделения продуктивных пла-
стов;
¾ литологическая характеристика продуктивных пластов;
¾ общая, эффективная и нефтенасыщенная толщина продуктив-
ных пластов;
¾ коллекторс промыслово-
геофизическим
параметров
одами;
;
пласта-
¾ метод адей в преде-
ах
кие свойства пластов по керн
данным;
у и
ьтрационных
продуктивных пластов гидродинамическими мет
воды
¾ результаты опробования, оценка фил
¾ физико-химические свойства нефти, газа и
¾ толщина промежуточных толщ между продуктивными
ми, толщина покрышек;
ика определения ВНК и соотношение площ
внешних контуров нефтегазоносности; л
¾ запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение
по разрезу месторождения;
¾ первоначальные пластовые давления в залежах и их соотноше-
ние по разрезу месторождения;
е¾ гидрогеологическая характ ристика и режим залежей.
=b^jh^bgZfbq_kdb_ nZdlhju . Гидродинамические расчеты
при выделении ЭО применяются для решения ряда задач, важнейшими
из которых являются:
¾ установление годовой добычи по залежи каждого пласта:
¾ определение динамики добычи нефти по каждому пласту до
конца разработки;
¾ установление продуктивности и затем годовой добычи объеди-
няемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;
134
¾ оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;
¾ расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объ-
ектов;
¾ определение продолжительности отдельных стадий разработки
месторождения;
но¾ нахождение оптималь
м его
го уровня добычи нефти по месторож-
по залежи каждого пласта, объекта экс-
вии обеспечения плановых заданий.
hju .
o
к
вл
гопр т
для
учето
и
ла в
требования
.д.
дению с учето
плуатации при усло
dlL_ogbq_kdb_ nZ
1) способ и технические возможности эксплуатации. Не рекомен-
дуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты
экспс различным способом луатации;
2) выбор диаметра эксплуатационных колонн;
3) выбор диаметра НКТ и т.д.
L_ gheh]bq_kdb_ nZdlhju .
выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуа-1)
тации.
2) выбор метода поддержания пластового давления.
3) возможность применения различных методов повышения неф-
теотдачи.
Та им образом, выделение эксплуатационных объектов разработки
я яется оптимизационной задачей и ее обычно решают в два этапа. GZ
i_j\hf wlZi_ рассматривают геолого-геофизические особенности, бла-
уппы ия ствующие и препятствующие объединению в гр пластов
совместной разработки. GZ \lhjhf wlZi_ этот вопрос решают с
м технологических и экономических факторов.
Пр выделении объектов разработки, состоящих из нескольких
то , необходимо, чтобы выполнялись следующие геологические п с
:
¾ объединяемые для совместной разработки пласты должны
принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопреде-
ляет их расположение на близких глубинах, небольшие разли-
чия в начальном пластовом давлении и температуре и т
¾ природные режимы пластов должны быть одинаковыми;
¾ пласты должны быть идентичными по литологии и типу кол-
лекторов во избежание различий в характере перемещения
жидкости в пластах с разной структурой пустотного простран-
ства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при
эксплуатации скважин и т.д.;
¾ желательно, чтобы пласты мало различались по проницаемо-
сти и неоднородности, что способствует приемистости всех
135
пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех
пластов при общем забойном давлении;
¾ между выделяемыми эксплуатационными объектами должны
быть надежные разделы из непроницаемых пород во избежание
перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами;
¾ вязкость нефти в пластовых условиях должна быть в объеди-
няемых пластах одинаковой, что обеспечивает общие законо-
мерности процесса вытеснения нефти;
еть одинаковые товарные кач¾ нефть пластов должна им ества во
избежание смеси нефтей, требующих разной технологии про-
мысловой подготовки и переработки (например, нельзя объе-
динять пласты с сернистой и бессернистой нефтью);
¾ эксплуатационный объект должен иметь зн
(удельные запасы
ачительные запасы
) для обеспечения
ции скважин.
Дл некоторых месторождений учета геологических требований
зыв ется достаточно для решения вопроса о выделении объектов
на единицу своей площади
атапродолжительной эксплу
я
ока а
раз
этап
к
аю й
экс
жин
инт
тов
зна
тир
чен к
же
работки. В случаях, когда этого недостаточно, выполняют \lhjhc
исследований:
¾ оценку динамики годовых технологических показателей разра-
ботки для каждого из возможных вариантов выделения экс-
плуатационных объектов – по каждому объекту в отдельности
и по месторождению в целом;
¾ оценку общего количества скважин, добычи нефти и объемов
отбираемой воды;
¾ расчет по вариантам экономических показателей – в соответст-
авии с требов ниями рыночной экономики;
¾ выбор варианта с максимальными показателями годовой добы-
чи нефти по месторождению при наибольшем экономическом
эффекте и лучшем использовании недр.
По азателем, характеризующим технологический эффект, возни-
в результате объединения нескольких пластов для совместной
тации, может быть принят коэффициент продуктивности сква-
то
к щи
плуа
, эксплуатирующих несколько пластов совместно D
ij .kh\f
, ко рый
егрально характеризует условия эксплуатации данной скважины.
В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объек-
личных нефтяных месторождений было замечено, что среднее
е коэффициентов продуктивности скважины D
ij .kh\f
, эксплуа-
их несколько пластов совместно, меньше суммы средних зна-
раз
чени
ующ
ий оэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те
пласты отдельно, т.е.
136
КК Кi
п совм п сумм пр..
_
р..
_
р.
≤=Σ
,
_
(43)
ΣК i
п
_
р.
– среднее значение коэффициентов продуктивнгде о-
скважин, эксплуатирующих только i-й пласт (i=1,2,...,n); n – число
, объединенных в эксплуатационный объект.
чинами снижения коэффициента пр
сти
ла в
и
ляются:
ния по
про
ли е
Поск
л
цио
м и
то в с
20 – 30
участках, где этот раздел отсутствует, а
п сто
Пр одуктивности D
ij .kh\f
яв-
нелинейный характер фильтрации жидкости;
характер работы различного типа подъемников и потерь нефти
за счет гидравлических сопротивлений;
¾
¾
¾ взаимовлияние пластов, обусловленное распределением давле-
объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геолого-
овых признаков по площади и по разрезу мысл пластов.
Величины средних коэффициентов продуктивности при совмест-
ной эксплуатации пластов D
ij .kh\f
будет тем меньше, чем больше пла-
стов объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых
характеристиках лп астов.
На выбор оптимального варианта выделения объекта заметное
может оказывать глубина залегания продуктивных пластов.
ьку при большой глубине резко возрастает стоимость бурения
, оптимальному варианту при
в яни
ол
скважин большой глубине может соответ-
ствовать меньшее количество выделяемых объектов.
и раньше часто прЕс инимались решения о выделении эксплуата-
нных объектов с суммарной нефтенасыщенной толщиной до 40 – 50
ее, содержащих до 5 – 10 и более пластов бол различной толщины,
на тоящее время обычно выделяют объекты с толщиной не более
м и с меньшим количеством пластов.
разработке многопластового месторожПри дения проектные реше-
ния по системам разработки каждого из эксплуатационных объектов
должны приниматься с учетом наличия других объектов. Так, при
сравнительно небольшой разнице в глубинах залегания пластов про-
ектные скважины всех объектов целесообразно бурить до подошвы
самого нижнего пласта. Это дает возможность на поздних стадиях раз-
работки переводить обводнившиеся скважины одного объекта на дру-
гой и таким образом улучшить их выработку.
При проектировании систем разработки соседних по разрезу объ-
ектов необходимо принимать во внимание, что наличие между ними
непроницаемого раздела не исключает случаев перетока жидкости ме-
жду объектами на локальных
137
также по заколонному пространству скважин с некачественным цемен-
тированием. Перетоки наиболее возможны на участках, где между со-
седними объектами создаются большие
дотвращения перетоков рекомендуется располагать территориально в
одних местах ряды нагнетательных и ряды добывающих скважин со-
сед бъектов.
станавливают по-
сле
стоятельной
сер
остью может быть применение метода одно-
вре
и и нагнетаемой
вод
1.
перепады давления. Для пре-
них о
При выделении в разрезе месторождения двух или нескольких экс-
плуатационных объектов в проектном документе у
довательность их освоения. Следует различать три возможные си-
туации в зависимости от сравнительной продуктивнос
1. условиях примерной равноценности объект
ти объектов.
ов целесообразно
осуществлять их одновременное разбуривание и освоение. Это устра-
необходимость неоднократного перемещен
В
няет ия буровых мощностей
по площади месторождения.
2. При значительной разнице продуктивности объектов, но при ус-
ловии, что разработка малопродуктивных объектов само
ией скважин тем не менее рентабельна, возможно последовательное
освоение объектов, начиная с наиболее продуктивного.
З. Высокоэкономичным путем разработки эксплуатационных объ-
ектов с разной продуктивн
менно-раздельной эксплуатации объектов в скважинах. Метод пре-
дусматривает бурение на два (возможно, и на три) объекта единой се-
рии скважин и установку во всех нагнетательных и добывающих сква-
жинах специального оборудования, которое обеспечивает раздельную
эксплуатацию объектов, учет добываемой продукци
ы каждого объекта при забойных давлениях, соответствующих их
продуктивности и приемистости.
DHGLJHEVGU? <HIJHKU
Что называют эксплуатационным объектом?
2. Что понимают под многопластовым объектом разработки?
3. Какие факторы учитываются при выделении эксплуатационного
объекта?
4. Причины снижения коэффициента продуктивности?
138
6. IJHFUKEH<H -=?HEH=BQ?KDBC DHGLJHEV
A: J:AJ:;HLDHC A:E?@?C G?NLB B =:A:
6.1. >bgZfbdZ ^h[uqb g_nlb, ]ZaZ , ihimlghc \h^u
Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части
(пласта, блока, участка) характеризуется такими основными показате-
лями, как l_dmsZy ]h^h\Zy (d\ZjlZevgZy , f_kyqgZy ) и gZdhie_ggZy
^h[uqZ g_nlb, ]ZaZ, ihimlghc \h^u .
Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других)
теку ищ х показателей разработки во времени или в зависимости от неф-
теизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования из-
влекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих
показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных
объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных
объектов обычно используют годовые показатели.
Hkgh\gu_ ihdZaZl_eb jZajZ[hldb выражают в абсолютных еди-
ницах измерения (добыча нефти, воды, жидкости в luk . l , добыча газа
в fe g f
3
).
Для сравнительного анализа результатов разработки разных экс-
плуатационных объектов используют выражение этих показателей в
относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют
l_fihf jZajZ[hldb , выражая ее в процентах начальных извлекаемых
запасов. Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выра-
жают в процентах начальных извлекаемых запасов нефти. Годовую
добычу нефти, газа характеризуют, кроме того, l_fihf hl[hjZ оста-
точных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах оста-
точных (текущих) запасов.
Отн сительные
теризуются показа
содержание воды в процентах в отобранном за
о отборы добываемой вместе с не
телем h[\h^g_gghklb ijh^mdpbb
фтью воды
, оц ни
определенный
количестве жидкости (нефть + вода).
харак-
ф
s извлекаемых
указанных показателей разработки целесообразно ана-
лизировать по стадиям, выделяемым в общем периоде эксплуатации
объекта.
Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта
подразделяют на четыре стадии (рис. 56):
е вающим
период
Полученную с начала разработки на определенную дату добычу
не ти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (l_-
dm __ g_nl_]Zahba\e_q_gb_ ) и в процентах начальных
запасов степень использования извлекаемых запасов). (
Динамику
139
I klZ^by – стадия освоения эксплуатационного объекта – характе-
ризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и
вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую
часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;
II klZ^by – стадия сохранения достигнутого наибольшего годового
уровня добычи нефти, который принято называть
Jbk . 56.
K
lZ
^
bb
j
Za
j
Z[hldb wdkie
m
ZlZ
p
bhggh]h h[t_dlZ
максимальным уров-
нем
часть резервных скважин, развивают систему воздействия
на
другие мероприятия по управлению процес-
сом
от по регулированию разработки.
а отличалась от
мак
щим периодом. В литературе границу между II b III klZ^byfb
прово
e__ q_f gZ 10%.
добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят
и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и зна-
чительную
пласты, выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий
по регулированию процесса разработки;
III klZ^by – стадия падения добычи нефти вследствие извлечения
из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления
падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздей-
ствия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, про-
должают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные рабо-
ты в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обвод-
ненных скважин, проводят
разработки;
IV klZ^by – завершает период разработки: характеризуется даль-
нейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на
этой стадии выполняют те же виды раб
Границы между стадиями разработки устанавливают следующим
образом.
Ко II klZ^bb относят годы разработки с максимальным уровнем до-
бычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыч
симальной g_ [he__ q_f gZ 10%. Предшествующие II стадии годы
относят d I klZ^bb разработки. Следующие за II klZ^b_c годы называют
завершаю
дят между последним годом II стадии и первым после него годом с
добычей, отличающейся от максимальной [h
140
Границу между III и IV klZ^byfb определяет точка на участке
кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой
l_fi jZajZ[hldb jZ\_g 2%.
Первые три стадии составляют hkgh\ghc i_jbh^ jZajZ[hldb , чет-
вертую нередко I и II стадии объединяют в jZggbc , a III и IV – в iha^ -
gbc периоды разработки.
6.1.1. >h[uqZ g_nlb
I klZ^bx темпы роста
доб чи нефти, обусловливающие ее продолжительность. Темпы роста
ии
х извлекаемых запасов. Геологи-
ческие
зволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее
про
находится в основном в пределах от 1 – 2 годов до 5 – 8 лет.
разработки характеризуют главным образом
ы
добычи в этой стадии медленнее, а продолжительность стадии больше
на объектах с большими площадью нефтеносности, глубиной залегания
продуктивных пластов и усложненными геологическими условиями
бурения скважин. По разным объектам продолжительность I стад
изменяется от одного года до 7 – 8 лет и более.
II klZ^by характеризуется: величиной максимальных темпов раз-
работки объекта, продолжительностью, долей отбора извлекаемых за-
пасов к моменту ее окончания.
Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геоло-
го-промысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от
3 – 4 до 16 – 20% и более в год от начальны
факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии
разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так,
при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительно-
стью I стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60 – 70% площади
эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку.
К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части
объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшие разбуривание и ввод
новых скважин по
буренным скважинам, т. е. приводят к увеличению продолжительности
II стадии разработки. Таким образом, продолжительность I стадии и темпы
добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны.
Продолжительность II klZ^bb по объектам с разными характери-
стиками
Наименьшая продолжительность характерна:
¾ для залежей с повышенной относительной вязкостью пласто-
вой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разра-
ботки обычно не превышающие 7 – 8%, не удается удерживать
в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего
обводнения скважин;
141
¾ для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по ко-
торым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.
Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, т. е. к на-
чалу падения добычи нефти, во многом определяется относительной
вязкостью нефти. При малых значениях μо (менее 5) она составляет
около 50 %, а при более высоких значениях – 25 – 30 %
Весьма сложной является III klZ^by разработки, на которой вследствие
истощения значительной одит неизбежное падение
добычи нефти. На этой ов отбирается 30 – 50 %
извл
раз
запасов к началу падения добычи.
двух стадий разработки.
год
ем г
части запасов роисх
стадии из разных объект
п
екаемых запасов нефти. Нарастающая в этот период обводненность
продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко воз-
растает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых
с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды,
уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.
Для характеристики III стадии весьма показателен среднегодовой
темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении
нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии
работки на разных объектах зависят от показателей добычи на
предшествующих стадиях – от величины максимальных темпов добычи
нефти и от доли отбора извлекаемых
С целью одновременного учета влияния этих двух показателей на
темпы падения добычи на III стадии разработки М. М. Иванова реко-
мендует использовать комплексный показатель, названный bgl_gkb\ -
ghklvx jZajZ[hldb до начала падения добычи. Этот показатель пред-
ставляет собой ijhba\_^_gb_ \_ebqbgu fZdkbfZevgh]h l_fiZ jZa-
jZ[hldb h[t_dlZ (q
max
/Q
ba\
) • 100 % gZ ^hex ba\e_dZ_fuo aZiZkh\
g_nlb , отобранных к концу II стадии разработки:
100/
1
)/
max
( ⋅
⎥
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎢
⎣
⎡
⎟
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎜
⎝
⎛
∑
+
=
=
извл
Q
III
t
i
i
q
извл
Q
q
I
, (44)
где q
mах
– максимальная годовая добыча нефти: Q
извл
– начальные
извлекаемые запасы нефти; q – годовая добыча нефти за i-й год первых
двух стадий; t – продолжительность первых
I+II
Kj_^gb_ l_fiu iZ^_gby ^h[uqb по объекту на III стадии (Δq) оп-
ределяются как среднее арифметическое значение темпов падения за
выражают отношени-
в % одового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года:
ы этой стадии. Годовые темпы падения добычи
[]
III
t
III
t
III
ti
i
q
i
q
i
q /100
1
/)
1
(
⎪
⎪
⎬
⎫
⎪
⎩
⎪
⎨
⎧
⋅
∑
+
=
−
−
−
=
, (45)
q
⎭
Δ
142