Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология

Подождите немного. Документ загружается.

Системой разработки нефтяной (газовой) залежи следует называть

определенную схему и принятый план разбуривания залежи

нагнетательными и добывающими скважинами с учетом мероприятий

по воздействию на пласт, контролю за правильностью

эксплуатации пластов и скважин.

Проектными документами (технологической схемой или проектом

разработки) должны быть определены: количество добывающих,

нагнетательных, резервных и контрольных скважин и их порядок

размещения в пределах залежи в зависимости от геологических

условий. Кроме того, должны быть установлены: годовые отборы

нефти (газа), жидкости; способ поддержания пластового давления;

количество закачиваемой воды, газа (воздуха); сроки фонтанирования

скважин, перевода их на глубиннонасосную эксплуатацию.

Запроектированная система разработки должна обеспечить

максимальное извлечение нефти из недр при минимальных

капитальных затратах на обустройство месторождения. Система

разработки и запланированные мероприятия по воздействию на пласт

должны обеспечить запланированный коэффициент нефтеотдачи.

При проектировании разработки нефтяных месторождений не-

обходимо самостоятельно рассматривать системы разработки

многопластовых месторождений и отдельной залежи продуктивного

пласта. При этом при обосновании систем разработки много-

пластовых месторождений большое внимание уделяется выделению

в их разрезе эксплуатационных объектов, возможности объединения

для совместной эксплуатации нескольких продуктивных пластов. Для

оценки энергетической характеристики каждой залежи, выяснения

закономерностей поведения отдельных показателей в процессе

разработки проводится пробная эксплуатация.

11.2. Пробная (опытная) эксплуатация нефтяных залежей

После окончания разведочных работ (или параллельно с ними)

основная часть разведочных скважин вводится в опытную (пробную)

эксплуатацию, план которой утверждается главным геологом и

главным инженером нефтегазодобывающего управления.

Программа работ в процессе проведения опытной эксплуатации

обязательно согласовывается с Госгортехнадзором. Основная цель

пробной (опытной) эксплуатации нефтяной залежи заключается в

определении ее энергетической характеристики, степени

взаимовлияния отдельных скважин, гидродинамической связи между

отдельными пластами, нефтяной и законтурной

-267- ^

частями залежи, а также в оценке фильтрационных характеристик

залежи продуктивного пласта, которые определяются гидродина-

мическими (промысловыми) методами исследований.

В процессе пробной эксплуатации регулярно замеряются дебиты

нефти, газа, воды на групповых сборных пунктах, процент

обводненности продукции, количество выносимого песка. Устанав-

ливается жесткий контроль за учетом добычи нефти, жидкости, воды,

газа, а также за динамикой их добычи во времени. Большое внимание

уделяется определению газового фактора, динамике его изменения во

времени (особенно при снижении пластового давления ниже давления

насыщения). За контуром нефтеносности из числа разведочных

скважин выбирают пьезометрические скважины, в которых

определяется изменение уровня пластовой воды в зависимости от

отборов нефти, газа и воды из залежи. С этой целью эти скважины

оборудуют пьезографами различных конструкций, с помощью которых

непрерывно регистрируется уровень жидкости.

Для оценки физико-химических и товарных свойств нефти, газа и

воды, берут поверхностные пробы этих флюидов. Кроме того, с

помощью глубинных пробоотборников отбирают глубинные пробы

нефти, анализ которых позволяет определить давление насыщения,

объем и вязкость нефти при различных давлениях, объемный,

пересчетный коэффициенты и коэффициент усадки, газовый фактор,

газонасыщенность. На основе полученных анализов строят кривые

растворимости газа в нефти при контактных и дифференциальных

процессах.

Параллельно с замерами дебитов нефти осуществляется жесткий

контроль за динамикой изменения пластового давления во времени в

зависимости от текущих и суммарных отборов. С этой целью

замеряют пластовое давление во всех добывающих, простаивающих

и пьезометрических скважинах, строят карты изобар, по которым

рассчитывают средневзвешенное пластовое давление как в пределах

внешнего контура нефтеносности, так и в зоне отбора. Определяется

возможность эксплуатации залежи при снижении давления ниже

давления насыщения. Аналогичные исследования проводят по

изучению динамики изменения забойного давления во времени в

зависимости от различных режимов, определяется также возможность

разработки залежи при снижении забойного давления ниже давления

насыщения.

Особое внимание в процессе пробной эксплуатации уделяется

промысловым (гидродинамическим) исследованиям пластов и

скважин. Снимаются индикаторные кривые как при д^д < д^д, так

и при /?пд > ^ад. По кривым рассчитывают коэффициенты

-268-

продуктивности, проницаемости, гидропроводности, пьезопро-

водности. Большое значение при этих исследованиях отводится

снятию кривых восстановления давления, самопрослушиванию и

гидропрослушиванию, обработка которых позволяет не только

рассчитать фильтрационные параметры пласта, но и установить его

неоднородность, а также гидродинамическую связь как отдельных

скважин и пропластков между собой, так и нефтяной и законтурной

частей залежи. По результатам гидродинамических исследований

устанавливают наличие различных экранов, участков выклинивания

пласта. Например, в Шаимском районе (Западная Сибирь)

выклинивание продуктивного пласта зафиксировано с помощью

самопрослушивания и гидропрослушивания.

Комплексная оценка проводимых исследований позволяет

установить режим залежи, темп падения пластового давления,

определить метод поддержания пластового давления по залежи. По

каждой скважине и в целом по залежи устанавливается

технологический режим их работы. Подготавливаются исходные

данные для проектирования разработки, размещения добывающих и

нагнетательных скважин, расчета динамики добычи нефти и газа,

закачки воды в пласт. Оцениваются технико-экономические

показатели разработки данной залежи (объекта).

11.3. Составление геологической основы документов по

проектированию разработки

Каждый документ по проектированию разработки основан на

длительном изучении залежей, связанном с поисками, разведкой,

оконтуриванием, опробованием, проведением пробной

эксплуатации, бурением добывающих, нагнетательных скважин и т.п.

Процесс проектирования состоит из ряда этапов. Первый этап связан

с детальным геолого-геофизическим изучением залежи; на втором

этапе на основе гидродинамических расчетов устанавливаются

технологические показатели разработки определяемой системы

разработки; третий этап заключается в технико-экономической оценке

предлагаемых вариантов разработки.

С целью ускорения работ по изучению залежи был принят принцип

двухстадийного проектирования нефтяных и газовых залежей. На

первой стадии проектирования разработки обычно составляется

технологическая схема разработки, основой которой является

фактический материал, получаемый в результате разведочных работ

и пробной эксплуатации. В некоторых случаях для крупных

месторождений вначале составляется принци-

-269-

пиальная схема разработки, а затем в соответствии с ней -

технологические схемы отдельных эксплуатационных объектов.

Вторая стадия проектирования разработки заключается в

составлении проекта разработки эксплуатационного объекта. Основой

его является фактический материал, получаемый в результате

бурения добывающих и нагнетательных скважин, а также результаты

состояния разработки эксплуатационного объекта за весь

предыдущий срок - с момента составления технологической схемы

разработки.

Технологическая схема разработки прежде всего включает гео-

логическую часть, в которой подробно описывается: 1) орогидро-

графия и геоморфология; 2) история геологического изучения района;

3) литолого-стратиграфическое описание разреза; 4) тектоническое

строение площади; 5) нефте-газоносность разреза;

6) водоносность. Следующая часть - геологопромысловая характе-

ристика пласта - освещает следующее: 1) обоснование границ пласта,

обоснование ВНК, ГВК, ГНК, положение контуров нефтеносности,

эффективные и нефтенасыщенные мощности; 2) кол-лекторские

свойства пласта: гранулометрия, пористость, проницаемость,

нефтегазонасыщенностъ по комплексу различных методов; 3)

свойства флюидов в пластовых условиях; 4) неоднородность пластов;

5) энергетическую характеристику залежей; 6) запасы нефти и газа.

В технологической части обосновывается выделение эксплуата-

ционных объектов, обосновываются система разработки и метод

поддержания пластового давления. Основное внимание уделяется

результатам гидродинамических расчетов и динамике технологи-

ческих показателей разработки (количество скважин, добыча нефти,

газа, воды, закачки агента) за весь срок разработки. Приводятся

технико-экономические показатели разработки, на основе анализа

которых обосновывается рациональный вариант разработки. Большое

внимание уделяется методам повышения коэффициента

нефтегазоотдачи. В заключительных разделах этой части приводится

перечень мероприятий по охране недр и окружающей среды.

В проекте разработки перечень вопросов геологической части

остается тем же, что и в технологической схеме разработки, однако

все главы этой части излагаются с учетом всех уточнений,

полученных в результате изучения и обобщения фактического

материала. При описании геологического строения залежи

(эксплуатационного объекта) основное внимание уделяется

характеристике геологической неоднородности, фильтрационным

параметрам залежи, полученным в результате исследования всех

пробуренных добывающих и нагнетательных скважин.

-270-

Рис.67. Стадии разработки эксплуатационных объектов

Большое внимание в проекте разработки уделяют анализу су-

ществующей системы разработки, анализу полноты извлечения

нефти, а также соответствию данной системы разработки геолого-

промысловым особенностям залежи (эксплуатационного объекта). В

технологической части уточняются система воздействия на пласт,

количество и местоположение добывающих скважин основного и

резервного фонда. В соответствии с уточненными геолого-

промысловыми особенностями залежи, ее фильтрационными па-

раметрами проводятся гидродинамические расчеты, позволяющие

уточнить технологические и технико-экономические показатели раз-

работки в динамике с учетом применения дополнительных методов

повышения нефтеотдачи. В конечном итоге уточняется система

разработки залежи, находящейся в разработке в соответствии с ранее

принятой технологической схемой разработки.

К геологической части технологической схемы и проекта разработки

прикладываются графические приложения, позволяющие наглядно

показать геологическое строение как всего месторождения в целом,

так и отдельных его залежей. Сюда обычно включаются

корреляционные схемы, геологические разрезы, структурные карты,

карты поверхностей ВНК, мощностей, распространения коллекторов,

песчанистости, расчлененности, изобар и др. От полноты и качества

геологической информации в проектных документах зависят

обоснование систем разработки, запланированные отборы нефти,

газа, а также конечная нефтегазоотдача. '

11.4. Основные стадии разработки и их характеристика

Анализ состояния разработки длительно эксплуатируемых

месторождений как в нашей стране, так и за рубежом показал, что в

этом процессе можно выделить четыре стадии (рис.67).

Первая стадия характеризуется разбуриванием залежи

(эксплуатационного объекта) основным фондом добывающих и

-271

нагнетательных скважин, число которых устанавливается в

соответствии с технологической схемой разработки. На этой стадии

приступают к освоению систем поддержания пластового давления.

Другими словами, первая стадия разработки - это стадия

промышленного освоения эксплуатационного объекта (залежи). Она

характеризуется резким наращиванием добычи нефти при

незначительной обводненности продукции. Для этой стадии

характерен в основном фонтанный способ эксплуатации, она

заканчивается получением максимального уровня добычи нефти.

Вторая стадия - это стадия стабилизации достигнутого

максимального отбора нефти, она характеризуется разбуриванием

эксплуатационного объекта оставшимися (по проекту) добывающими

и нагнетательными скважинами. Скважины в основном

эксплуатируются фонтанным способом, но к концу стадии начинается

их перевод на механизированный способ эксплуатации. В продукции

скважин наблюдается увеличение обводненности. В течение этой

стадии пластовое давление начинает стабилизироваться, для

этой цели принимаются дополнительные меры по его поддержанию.

В течение первой и второй стадии разработки отбирается 40-70 %

извлекаемых запасов нефти; обе стадии составляют основной период

разработки.

Третья стадия характеризуется значительным снижением добычи

нефти. Для нее характерен перевод последних из оставшихся

фонтанирующих скважин на механизированный способ эксплуатации.

В продукции скважин отмечается резкое увеличение ее

обводненности, за счет чего часть добывающих скважин выбывает из

числа действующих. Ежегодно добыча нефти снижается на 10-15 %.

Из-за значительного уменьшения отборов нефти пластовое давление

не только стабилизируется, но и постепенно растет. К концу

описываемой стадии отбирается 80-90 % извлекаемых запасов

нефти.

Четвертая стадия разработки характеризуется небольшими,

постепенно снижающимися дебитами нефти. Все добывающие

скважины переведены на механизированный способ эксплуатации,

продукция отличается высокой обводненностью. Благодаря высокому

пластовому давлению создаются условия для форсированного отбора

жидкости, что позволяет значительно увеличить отборы жидкости (в 2-

3 раза), а следовательно, и добычу нефти. В связи с

продолжающимся обводнением дебиты нефти к концу стадии

значительно уменьшаются. Четвертая стадия - это завершающая

стадия разработки. Третья и четвертая стадии разработки,

характеризующиеся падением добычи нефти, составляют поздний

период разработки.

-272-

11.5. Системы разработки многопластовых месторождений

Различают многопластовые и однопластовые нефтяные и газовые

месторождения. Многопластовым следует называть такое

месторождение, на котором отдельные залежи приурочены к пластам,

занимающим самостоятельное положение в разрезе,

характеризующимся индивидуальными геолого-физическими

свойствами, физико-химическими свойствами нефтей и размерами

залежей и разделенными, между собой толщами непродуктивных

пород большей или меньшей мощности.

При проектировании разработки однопластового месторождения

решается вопрос о вводе в разработку одной залежи (одного

эксплуатационного объекта). При вводе в разработку многопластового

месторождения необходимо решить задачу - в каком порядке следует

вовлекать в эксплуатацию выявленные залежи продуктивных пластов.

С этой целью изучаются все продуктивные пласты, оцениваются

содержащиеся в них запасы нефти и газа, дебиты, фильтрационные

характеристики, физико-химические и товарные свойства нефти и

газа. Комплексная геологопромыс-ловая оценка всех залежей

позволяет выбрать соответствующий порядок ввода их в разработку.

Существует три варианта систем разработки многопластовых

месторождений: 1) сверху вниз;

2) снизу вверх; 3) комбинированная.

Система разработки сверху вниз применялась с момента

возникновения нефтяной промышленности и продолжалась примерно

до середины 20-х годов нашего столетия. Бурение велось ударным

способом, скважиной вскрывался лишь верхний горизонт,

выявляемый разведочными работами в разрезе многопластового

месторождения (рис.68). Разведку нижележащих горизонтов,

характеризующихся обычно большими запасами нефти, лучшей

производительностью скважин удавалось проводить обычно уже

после истощения и выработки верхнего горизонта. Такая система

разработки, во-первых, не позволяла оценить в целом ресурсы

месторождения, выявить наиболее продуктивные пласты. Во-вторых,

разведка и разработка месторождений затягивалась на долгие годы,

наращивание добычи происходило очень медленными темпами. В-

третьих, значительно увеличивался метраж эксплуатационных колонн,

что приводило к значительному росту капитальных вложений и

себестоимости нефти.

Система разработки снизу вверх начала применяться с момента

внедрения новой технологии - вращательного бурения, позволяющего

первыми разведочными скважинами вскрывать весь нефтегазоносный

разрез (или его большую часть) и

Каналин

-273-

Рис.68. Схема разработки многопластового нефтяного

месторождения по системе сверху вниз

Рис.69. Схема разработки многопластового нефтяного

месторождения по системе снизу вверх

Рис.70. Схема разработки многопластового нефтяного

месторождения по комбинированной

системе:

а - базисный горизонт; б - возвратный объект; I, II, III - этажи

разработки

изолировать все продуктивные пласты. В этом случае

эксплуатационными скважинами вначале разбуривался

нижележащий горизонт, а затем поочередно все вышележащие

(рис.69). Такая система разработки позволяла оценивать

потенциальные ресурсы месторождения и разрабатывать

вышележащие пласты путем возврата эксплуатационных скважин

после истощения нижележащих горизонтов. Описываемая система

дала возможность значительно уменьшить объем разведочного и

эксплуатационного бурения, сократить капитальные вложения в

разработку месторождения. В то же время и эта система не могла

привести к быстрому увеличению добычи нефти и газа, сроки

разработки месторождения в целом значительно затягивались.

Естественно, что такая система разработки не обеспечивала

народное хозяйство страны нефтью и газом.

Объективные условия - увеличение добычи нефти - привели к

необходимости разбуривать многопластовые месторождения

несколькими сериями эксплуатационных скважин. По результатам

разведочных работ в пределах месторождения выделяется

несколько этажей разработки, на каждый из которых планируется

соответствующая серия эксплуатационных скважин. В пределах

-274-