лекция_3_Объект_разработки,_система_разработки,_проектная_документация

1.

ТЕМА 3.
ПОНЯТИЕ О РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.

Понятие о разработке нефтяных и газовых систем
разработки месторождений
Разработка нефтяного или газового месторождения — это
комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти
и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью
определенный
порядок
размещения
скважин
на
площади,
очередность их бурения и ввод в эксплуатацию, установление и
поддержание определенного режим их работы.
Под
системой
совокупность
разработки
технологических
месторождения
и
технических
понимают
мероприятий,
обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных
компонентов из пластов и управление этим процессом.

3.

Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах
разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт,
массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные
запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при
помощи определенной группы скважин.
Рис. 1. Объекты разработки

4.

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
Добыча нефти, газа, воды и жидкости (Qн, Qж, Qв, Qг).
Добыча представляет собой суммарное количество соответственно
извлеченной нефти, газа, воды или жидкости по всем скважинам объекта
разработки за определенный период времени (месяц, квартал, год) и может
измеряться как в весовых единицах – тоннах, так и в объемных – кубических
метрах (является преобладающей при разработке газовых залежей).
На определенном этапе разработки вместе с нефтью и/или газом из пласта
начинает добываться вода. Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и
воды:
Qж = Qн + Qв
Накопленной добычей нефти, газа, воды или жидкости (Σ Qж, Σ Qн, Σ Qв, Σ Qг)
называется количество соответствующей фазы, добытой за весь период
разработки объекта; накопленная добыча всегда нарастает с течением времени.
Газовый фактор – это объем добываемого газа, приведенного к стандартным
условиям, приходящего на одну тонну нефти или кубометр нефти.
Дебит скважины – это количество добытой нефти, газа, жидкости или воды из
одной скважины объекта отнесенное к временному периоду, за который оно было
извлечено называется.

5.

Обводненность добываемой продукции характеризует долю воды в общем потоке
скважинной продукции, измеряется в процентах или долях единицы. Представляет собой
отношение
объема
добываемой
воды к объему добываемой
жидкости (объемная)
или
газожидкостной смеси (для газовых залежей), также может быть весовой (отношение добываемых
масс воды и жидкости):
Нефтеотдача, или коэффициент извлечения нефти (КИН), –отношение количества
извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и
конечную нефтеотдачу. Текущая нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта
нефти на данный момент разработки
к
первоначальным
(геологическим)
запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти за весь период
разработки(извлекаемые запасы – Qизв) к первоначальным (геологическим) запасам.
Пластовое давление – давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в
водоносном - вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.
Темп разработки – показатель, изменяющийся во времени t, равен отношению годовой добычи
углеводородов (нефти QH, или газа QГ, Q(t) к извлекаемым запасам месторождения, измеряется в
%. Темп разработки является мерой активности системы разработки.

6.

Режимы работы пластов
Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих
сил взамен, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных
скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы
разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью
максимального извлечения нефти и газа из недр.
Различают следующие режимы: водонапорный, упругий и упруговодонапорный,
газонапорный или режим газовой шапки, газовый или режим растворенного газа,
гравитационный, смешанный.
Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам
под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из
поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества
отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.
Показателем эффективности разработки залежи является так называемый
коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к
общим балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный
водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь
50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до
начала разработки.
Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.50.7 и более.

7.

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при
котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется
в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы
упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме
работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как
самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда
упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным
источником энергии залежи. Естественно, что
упругое расширение
пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно
происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного
водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет
второстепенную роль.
В отличии от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме
пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от
текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с
водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее
эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в
пределах 0.5-0.6 и более.

8.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда
основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В
этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа,
находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в
отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных
частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из
повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в
этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры
залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого
режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные,
напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.
По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в
нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в
пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам,
расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а
также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа
приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном
уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за
работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого
увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит
или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для
залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его
увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с
поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую
энергию в залежи.

9.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть
продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков
расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной
движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в
пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление
уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего
давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в
пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта.
Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является
газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из
пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.
Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по
пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти.
Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до
минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена.
Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те
скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент
нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.
Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно
одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

10.

ГРАФИК РАЗРАБОТКИ
График
разработки
составляется
для
эксплуатационного объекта и представляет собой
комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику
основных годовых (квартальных, месячных) показателей
разработки
Рис.
2
График
разработки
нефтяного
эксплуатационного
объекта
Qн- добыча нефти;
Qж – добыча жидкости;
В – обводненность продукции; Vв –
объем закачки воды;
Рпл –пластовое давление;
Nн, Nн - фонд действующих
соответственно добывающих и
нагнетательных скважин;
I, II, III, IV – стадии разработки

11.

Стадии разработки
При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:
Первая стадия – ввод месторождения в эксплуатацию. Характеризуется ростом
добычи нефти, происходит разбуривание и обустройство месторождения. На этой
стадии обеспечивается ввод в разработку новых добывающих скважин в условиях
высоких пластовых давлений. Обычно в течение первой стадии добывается безводная
нефть, наблюдается некоторое падение пластового давления вследствие роста
добычи.
Вторая стадия – стабилизация добычи нефти. Характеризуется максимальной
добычей нефти. Задача разработчиков состоит в том, чтобы продлить этот период
разработки как можно дольше. Для этого выполняются различные геологотехнические мероприятия (ГТМ). Происходит добуривание резервного фонда скважин.
Вводится система заводнения.
Третья стадия — падающая добыча нефти — характеризуется снижением
нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением
пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения
добычи нефти.
Четвертая стадия — завершающая, характеризуется сравнительно низкими
объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно
долго — до тех пор, пока добыча нефти будет оставаться рентабельной.

12.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного,
приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку
пласта.
1.
Системы с законтурным заводнением
Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по
размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные
скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности. Эксплуатационные
скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру. В
результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в нефтяной
залежи поддерживается на высоком уровне.
2. Системы с приконтурным заводнением
Приконтурное заводнение применяют на месторождениях с низкой проницаемостью
продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины
располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.
3. Системы с внутриконтурным заводнением
Внутриконтурное заводнение применяется для интенсификации разработки нефтяной
залежи, занимающей значительную площадь.

13.

ЗАКОНТУРНОЕ И ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Рис.4. Законтурная система заводнения:
1 – нагнетательные скважины;
2 - добывающие скважины;
3 – нефтяной пласт;
4 – внешний контур нефтеносности;
5 – внутренний контур нефтеносности
Рис.5. Приконтурное заводнение:
1 – внешний контур нефтеносности,
2 – внутренний контур,
3 – нагнетательные скважины,
4 – добывающие скважины.

14.

ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Блоковая (рядная) система заводнения
а)
б)
Рис.6. Блоковые
системы заводнения:
а)однорядная,
б)трехрядная и
в) пятирядная.
в)
Площадная система заводнения
а)
б)
в)
Рис.7. Элементы площадных систем заводнения:
а)- 5-ти, б) - 7-ми, в) - 9-ти точечные системы заводнения.