36.92K

Category:

industry

Классификация и характеристика систем разработки месторождений

3.

Классификация и характеристика систем
разработки месторождений

6.

2. Системы разработки в режиме
естественного истощения

7.

3. Системы разработки с искусственным
восполнением пластовой энергии

8.

4 Особенности разработки нефтяных
залежей с газовой шапкой (нефтяных
оторочек)

9.

5. Системы разработки многопластовых
залежей

10.

6. Cистемы разработки с закачкой газа в
пласт

14.

пластах с различными геологофизическими свойствами. Во многих
случаях нефтегазоносные пласты
разделены толщами непроницаемых
пород или находятся на отдельных
участках месторождения.

15.

В объект разработки может быть включен
один, несколько или все пласты
месторождения.

16.

единственным объектом разработки.
Необходимо подчеркнуть, что сама
природа не создает объект разработки его выделяют специалисты, осваивающие
месторождение.

определенной группы скважин или других
горно-технологических систем. На первый
взгляд кажется, что объединение
нескольких пластов в один ЭО
экономически выгодно, поскольку
потребуется меньше скважин для
разработки месторождения в целом.
Однако укрупнение ЭО ограничивается
возможностью контроля (и управления)
процессов, протекающих в
разрабатываемых залежах, что приводит к

18.

совместной разработки ЭО
многопластовых месторождений
необходимо учитывать «потери» в дебитах
скважин при совместной эксплуатации.

19.

осуществляющих совместную разработку
m > 1 пластов, оказывается меньше суммы
дебитов скважин, каждая из которых
эксплуатирует только один из m пластов:

20.

q < q1 + q2 + … + qm.

21.

основе геологического, технологического и
экономического анализа в период
проектирования, при этом необходимо
учитывать следующие основные факторы:

22.

физические свойства пород коллектора,
нефти и газа;

23.

физико-химические свойства нефти и газа;

24.

фазовое состояние углеводородов и
режим пластов;

25.

условия управления процессами
разработки;

26.

технологию и технику эксплуатации
скважин.

27.

как они могут значительно отличаться по
продуктивности, способам эксплуатации
скважин, скорости выработанности запасов
и изменению обводненности продукции.
Для различной по площади
неоднородности могут быть выбраны
разные сетки скважин.

28.

нефти из недр и плотность сетки скважин.
Причиной невозможности совместной
разработки пластов как одного ЭО может
быть резкое различие в содержании
парафина, серы, сероводорода, ценных
компонентов углеводородов и других
полезных ископаемых.

29.

газовой шапки или режимам, в ряде
случаев нецелесообразно объединять в
один ЭО, так как потребуются различные
схемы расположения и число скважин, а
также технологии извлечения нефти и газа.

30.

осуществлять раздельное воздействие и
контроль за перемещением нефти и
вытесняющего ее агента, выработанностью
запасов в отдельных пластах, что ведет к
уменьшению нефтеотдачи.

31.

объектов может оказаться невозможным,
если дебиты жидкости из группы пластов
будут превышать производительность
технических средств эксплуатации
скважин.

32.

показателей с учетом способа
регулирования баланса пластовой энергии,
контроля и регулирования процесса
разработки, а также технических средств
добычи нефти. При этом необходимо
учитывать, что укрупнение ЭО
ограничивается двумя геологогидродинамическими факторами:

33.

дренирования в разных пластах их
совместная разработка одной
добывающей скважиной может привести к
поглощению низконапорным пластом
нефти, поступающей в скважину из более
высоконапорных пластов;

34.

значениями гидропроводности (Е = kh/)
объединено в один ЭО, тем больше их
различия по выработанности и период
безводной эксплуатации даже в
равнонапорных условиях.

35.

критерием укрупнения ЭО является
параметр - отношение плотности
промышленных запасов в пласте Мз к его
гидропроводности Е:

36.

, (1)

37.

где k - коэффициент продуктивности; h мощность пласта.

38.

условно, поскольку вязкость можно
изменять воздействием или применять
раздельную закачку в пласты укрупненного
ЭО. Это изменяет соотношение вязкостей
нефти и вытесняющего агента и тем самым
выравнивает темпы отработки и
обводненность совместно
эксплуатируемых пластов.

39.

разработки управлять или регулировать
динамику изменения . Условием
разработки одной добывающей скважиной
совместно m пластов является
приближенное равенство регулируемых
параметров :

40.

. (2)

41.

процессом регулирования (управления)
достигается равенство отношений
остаточных запасов подвижной нефти в
пласте в момент времени t к
порциальному дебиту пластов q:

42.

(3)

43.

пропорциональны эквивалентным
фильтрационным сопротивлениям зон
дренирования rф = 1/k, т.е. = pi(t)/rф(t).
Тогда параметр можно представить в
функции регулируемых аргументов:

44.

. (4)

45.

этот аргумент не может абсолютно
отражать «состояние природы», поскольку
в процессе разработки доля геологических
запасов нефти, приходящихся на
подвижные запасы, может быть повышена
за счет применения и подбора новых
вытесняющих агентов.

46.

режимах. Искусственное восполнение
пластовой энергии (ППД) превращает рi(t)
в управляемый параметр, несмотря на то,
что пределы его вариации могут
ограничиваться и «природными
условиями».

47.

искусственно варьировать, увеличивая их
за счет установки против пласта фильтра с
повышенным гидравлическим
сопротивлением, штуцера меньшего
диаметра, кольматацией части
прискважинной зоны или уменьшая за счет
увеличения проницаемости пород ПЗП
различными видами обработки,
гидроразрывом пласта, а также бурением
дополнительных боковых стволов.

48.

или отрицательного значения показателя
Si(t). Тогда критерий допустимости
объединения нескольких пластов в один
ЭО с учетом управления процессом
совместной разработки одной скважиной
должен характеризоваться одинаковыми
значениями :

49.

. (5)

50.

начальными и остаточными запасами
подвижной нефти. Если технологические
приемы и технические средства
управления разработкой не использовать,
то дифференцированное регулирование
работы пластов ЭО становится
невозможным. В такой ситуации все
аргументы, входящие в правую часть
уравнения (1), характеризуют состояние
природы и в один ЭО можно включать
пласты с очень близкими значениями

51.

сетку размещения скважин на объектах,
темп и порядок ввода скважин в
эксплуатацию, способы регулирования
баланса и использования пластовой
энергии, порядок ввода эксплуатационных
объектов многопластовых залежей в
разработку.

52.

которая включает совокупность способов,
применяемых для извлечения нефти из
недр. Технология разработки не входит в
определение понятия системы разработки.
При одних и тех же системах можно
использовать разные технологии и
наоборот.

53.

(природной, искусственной), используемой
для притока жидкости к добывающим
скважинам. Оптимальный вариант должен
обеспечивать максимальный объем отбора
нефти из пласта минимальным числом
скважин за кратчайший период времени.

54.

Число скважин, их взаимное
расположение, плотность и порядок ввода
в эксплуатацию зависят от целого ряда
факторов, среди которых можно выделить:

55.

тип залежи и условия залегания нефти;

56.

запасы нефти и газа в пласте;

57.

свойства пласта и насыщающих его
флюидов;

58.

местоположение залежи;

59.

экономическую ситуацию и т.д.

60.

от того, являются они добывающими или
нагнетательными. Проблема оптимизации
плотности сетки скважин, обеспечивающей
наиболее эффективную разработку
месторождений, остается самой
актуальной на всех этапах разработки
нефтяной залежи.

61.

Рис.1. Расположение скважин по четырех(а) и трехточечной сетке (б)

62.

2. Системы разработки в режиме
естественного истощения

63.

незначительной подвижности ВНК
применяют равномерное, геометрически
правильное расположение скважин по
четырех- или трехточечной сетке (рис.1)
скважин, порядок ввода в эксплуатацию
которых должен обеспечивать
равномерное распределение пластового
давления по площади.

64.

сетки размещения скважин, но
разбуривание и ввод их в эксплуатацию
следует вести от ВНК с целью
максимального использования энергии
упругости законтурной водоносной
области для вытеснения нефти к
добывающим скважинам.

65.

уплотнением. В процессе бурения
осуществляется доразведка геологического
строения месторождения. Более редкая
сетка (2-4 ряда) называется стартовой, а
постепенно сгущающаяся до проектной
плотности - базовой. Проектные сетки
размещения скважин составляются из
сеток дихотомического ряда (делением на
два) квадратных сеток (соподчиненных
элементов, рис.2).

66.

Рис.2. Дихотомический ряд квадратных
сеток 1-4 последовательность построения

67.

3. Системы разработки с искусственным
восполнением пластовой энергии

68.

Эти системы разработки различаются по
расположению нагнетательных скважин,
количеству рядов добывающих скважин и
т.д.

69.

целесообразно применять на объектах с
малорасчлененными пластами с высокой
гидропроводимостью. Впервые
законтурное заводнение стали применять
в СССР в 1948 г. на Туймазинском
месторождении в Башкирии (рис.3).

70.

контура нефтеносности. Его применяют
при низкой гидропроводимости пласта в
законтурной зоне. Гидродинамическая
связь законтурной и нефтеносной зон
может ухудшаться вследствие разрывных
нарушений, литологических смещений и
др.

71.

разрезания нефтеносной залежи
нагнетательными скважинами на
отдельные блоки самостоятельной
разработки (рядная, блочная системы);
сводовое заводнение; очаговое
заводнение; площадное заводнение.

72.

Рис.3. Законтурное заводнение:

73.

1 и 2 - соответственно добывающие и
нагнетательные скважины

74.

крупных нефтяных месторождениях
платформенного типа с большими
водонефтеносными зонами. Система
блокового заводнения должна иметь
нечетное число рядов добывающих
скважин для формирования центра
стягивания.

75.

пятирядные (рис.4). Более пяти рядов
добывающих скважин применять
нецелесообразно вследствие
экранирования работы внутренних рядов
внешними.

76.

Совершенствованием рядной системы
являются блочно-квадратные системы с
периодическим изменением потоков
воды.

77.

Система: а - лобовая линейная
однорядная, Nд:Nн = 1:1; б - шахматная
однорядная, Nд:Nн = 1:1; в - шахматная
трехрядная, Nд:Nн = 3:1; г - пятирядная,
Nд:Nн = 5:1

78.

оси структуры, при кольцевом - залежь
разделяется кольцевым рядом
нагнетательных скважин на центральную и
кольцевую площадки. Центральное
заводнение по существу является
разновидностью кольцевого заводнения и
отличается от него только тем, что внутри
кольцевого ряда нагнетательных скважин
размещают одну или несколько
добывающих скважин.

79.

нефтяной газ залежь скважина

80.

Рис.5. Системы разработки при площадном
восполнении пластовой энергии:

81.

а - пятиточечная прямая, Nд:Nн = 1:1; б пятиточечная обращенная, Nд:Nн = 1:1;

82.

в - семиточечная прямая, Nд:Nн = 2:1; г семиточечная обращенная, Nд:Nн = 1:2;

83.

д - девятиточечная прямая, Nд:Nн = 3:1; е девятиточечная обращенная, д:Nн = 1:3

84.

неоднородностью пластов и в качестве
дополнительного метода воздействия в
сочетании с законтурным или
внутриконтурным заводнением для
полноты выработки запасов нефти, на
участках не охваченных основными
системами.

85.

различной активностью воздействия на
залежь соотношением нагнетательных и
добывающих скважин (1:3; 1:2; 1:1; 2:1;
3:1). Если число нагнетательных скважин
соответствует числу элементов залежи, а
одна добывающая скважина расположена
в центре, то системы могут быть пяти-,
семи- и девятиточечными (рис.5).

86.

одной нагнетательной скважины в центре.
Отношение нагнетательных и добывающих
скважин составляет 1:1. В нормальной
семиточечной системе соотношение
нагнетательных и добывающих скважин
1:2, а в обращенной - 2:1.

87.

нагнетательных скважин по четыре
скважины приходится соответственно на
два и четыре элемента соседних скважин.
В обращенной девятиточечной системе, с
нагнетательной скважиной в центре
квадрата, соотношение нагнетательных и
добывающих скважин составляет 1:3.

88.

4 Особенности разработки нефтяных
залежей с газовой шапкой (нефтяных
оторочек)

89.

запасам. При их разработке в режиме
истощения выделяются три системы
добычи углеводородов, которые
отличаются очередностью извлечения из
недр нефти, газа и конденсата:

90.

1) опережающая отработка
газонасыщенной зоны залежи при
отставании разработки нефтенасыщенной
зоны:

91.

2) опережающая добыча нефти из
нефтенасыщенной зоны при газонапорном
режиме;

92.

3) одновременная разработка газовой и
нефтяной частей залежи.

93.

сторону газовой залежи, который
способствует перемещению нефти и ее
рассеиванию в газонасыщенной части
пласта, что приводит к потерям более 50 %
углеводородов. Эта система крайне
нерациональна.

94.

условия для повышения нефтеотдачи. Но и
в этом случае возможно искривление
поверхности газонефтяного контакта,
особенно в районе добывающих нефтяных
скважин, что неизбежно приведет к
прорыву газа с последующей блокировкой
нефтенасыщенных интервалов.

95.

одновременном отборе нефти и газа, при
которой ГНК остается в неизменном
положении на начальной отметке. Объем
добычи определяется из условия
равновесного давления на ГНК.

96.

отнести сложность регулирования отбора
нефти и газа при недопущении перепада
давления между нефте- и газонасыщенной
частями.

97.

Однако необходимо поддерживать
давление на уровне ниже
первоначального, чтобы в законтурную
область не уходила закачиваемая вода.
Поэтому на первом этапе залежь
разрабатывается в режиме расширения
газовой шапки или в режиме истощения
отбора нефти и газа. Затем осуществляется
нагнетание воды и разработка
нефтегазовой залежи ведется при
неизменном объеме газовой шапки.

98.

Рис.6. Схема размещения скважин при
барьерном заводнении

99.

близости от внутреннего газоводяного
контакта (рис.6). В этом случае
газонефтяная залежь искусственно делится
на два самостоятельных объекта, которые
разрабатываются соответственно, как
нефтяная и газовая залежи. К недостаткам
барьерного заводнения можно отнести
потери газа, защемленного при
вытеснении его водяным валом.

100.

5. Системы разработки многопластовых
залежей

101.

порядка ввода скважин в эксплуатацию и
делятся на две основные группы: система
одновременной разработки объектов;
система последовательной разработки
объектов.

102.

Системы одновременной разработки ЭО
могут осуществляться по нескольким
вариантам.

103.

самостоятельной сеткой скважин. Этот
метод требует значительных капитальных
затрат из-за большого числа скважин, но
позволяет надежно контролировать и
регулировать процессы разработки.

104.

Рис.7. Совместно-раздельная разработка
эксплуатационного объекта НКТ - насоснокомпрессорные трубы

105.

нагнетательных скважин для нескольких
нефтяных пластов, выделенных в единый
ЭО. Это обеспечивает высокие уровни
текущей добычи при заданном числе
скважин, но не позволяет эффективно
регулировать процессы разработки.

106.

добывающие скважины оборудуют
установками для одновременнораздельной добычи нефти (рис.7), а
нагнетательные - для одновременнораздельной закачки воды или флюидов в
соответствующий эксплуатируемый пласт.

107.

Системы последовательной разработки ЭО
могут реализоваться по двум основным
вариантам.

108.

применялась в начальный период развития
нефтедобывающей отрасли и в настоящее
время считается нерациональной,
вследствие увеличения объема бурения и
повышения степени опасности нарушения
охраны недр при разбуривании
нижележащих объектов.

109.

когда объекты начинают эксплуатировать с
нижнего опорного (базисного) объекта, а
затем переходят на возвратные
вышележащие объекты.

110.

При наличии нескольких ЭО в качестве
базисного выбирают наиболее изученные
высокопродуктивные объекты, а в качестве
возвратных - остальные объекты.

111.

многопластовых месторождений наиболее
высокие показатели могут быть достигнуты
комбинациями вариантов перечисленных
систем.

112.

6. Cистемы разработки с закачкой газа в
пласт

113.

больших углах наклона однородных
пластов, невысоком пластовом давлении,
близком к давлению насыщения нефти
газом, малой вязкости нефти.

114.

ППД и повышения нефтеотдачи применяли
значительно раньше, чем заводнение. В
настоящее время его использование
прекращено из-за многих сугубо
отрицательных последствий.

115.

повышается нефтеотдача. При
несмешивающемся вытеснении
существуют границы раздела фаз, что
способствует преждевременному прорыву
газа в добывающие скважины, резкому
снижению эффективности процессов
вытеснения, увеличению энергозатрат.

116.

заданном уровне необходимо, чтобы
общий расход нагнетаемого газа равнялся
сумме дебитов нефти, воды и газа,
приведенных к пластовым условиям.

117.

глубине и высоком давлении нагнетания
вероятность прорыва газа увеличивается, а
при большой глубине требуется очень
высокое давление нагнетания, что не
всегда технически осуществимо и
экономически оправдано.

118.

эффективностью (или даже
отрицательными результатами) внедрения
газовой технологии на поздней стадии
разработки. Для интенсификации
нефтеотдачи в настоящее время более
приемлемым считается метод
водогазового циклического воздействия.
Он осуществляется попеременным
нагнетанием газа и воды.
Продолжительность цикла по закачке
одного агента составляет 10-20 суток.

119.

7. Выбор плотности сетки скважин

120.

свойства флюидов и геолого-промысловые
характеристики пласта, а также размеры и
конфигурация залежей. При критериях
денежной оценки эффективность
разработки достигается применением
крайне редких сеток скважин, но это
приводит к значительным потерям
углеводородов в пласте. Оптимальная
плотность сетки может быть обоснована с
учетом всех влияющих на нее факторов и
базироваться на основе многофакторных