Основы добычи нефти и газа

Пласт ЮВ₁² залегает в средней части горизонта под наиболее выдержанной по площади пачкой пород, представленных аргиллитами, алевролитами, песчаниками и известняков с преобладанием аргиллитов. Встречается углистый материал и пирит. Часто наблюдается опесчанивание средней и нижней части пачки. Сложен пласт песчаниками алевритистыми с прослоями алевролитов, аргиллитов, содержащими углистое вещество. По типу залежь пластово-сводовая.

Пласт Ю₁³ представлен чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Для пласта характерна глинизация и невыдержанность коллекторов, как по площади, так и по разрезу. Пласт нефтенасыщен только в северной части месторождения. По типу залежь пластово-сводовая.

Таблица 1.14. Характеристики продуктивных пластов

Параметр	Горизонт ЮВ1
	ЮВ11	ЮВ12	ЮВ13
Средняя глубина залегания, м	2413-2458
Абсолютная отметка ВНК, м	2390
Средняя пластовая температура, єС	78
Среднее пластовое давление, МПа	19,1
Давление насыщения нефти газом, МПа	6,9
Средняя общая толщина, м	15,2	34,6	до 14,9
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	4,0	18,05	7,4
Средневзвешенная пористость, %	15,1	16,4	16,3
Средневзвешенная проницаемость, мкм2	6,8Ч10-3	15,6Ч10-3	14,8Ч10-3

Таблица 1.15. Физико-химические характеристики

Параметры	Среднее значение
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПаЧc	1,41
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3	0,785
Плотность нефти в поверх. условиях, т/м3	0,847
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,159
Газовый фактор, м3/т	40,0
Плотность газа, т/м3	0,1174
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,011
Коэффициент сжимаемости нефти 1/МПаЧ10-4	13,36

2.2.4 Геологическая характеристика Кошильского месторождения

На Кошильском месторождении по результатам проведенных геологоразведочных работ установлена нефтеносность в горизонте ЮВ₁. Горизонт ЮВ₁ расчленяется на три пласта: ЮВ₁¹, ЮВ₁² и ЮВ₁³. Глубина залегания горизонта ЮВ₁ от 2375 до 2483м. Характеристики и параметры продуктивных пластов, физико-химические характеристики жидкости и газа приведены в таблицах 1.16, 1.17.

Пласт ЮВ₁¹ представлен песчано-алеврито-глинистыми образованиями отложений мелководно-морского шельфа. Зоны глинизации коллекторов имеют широкое распространение. Пласт на месторождении имеет подчиненное значение и характеризуется малыми эффективными и нефтенасыщенными толщинами.

Типы залежей пласта: - блок 1 - тектонически-экранированная c элементами литологического замещения; блоки 2, 3, 4, 5, 6, 7, район скважины 306п - тектонически-экранированная; район скважины 320п и 330п - пластово-сводовая с элементами тектонического экрана.

Пласт ЮВ₁² - основной на месторождении по запасам нефти, содержит 7 тектонически-экранированных залежей и одну пластово-сводовую с элементами тектонического экрана - в районе скважины № 319Р. В пласте ЮВ₁² на описываемой территории выделяется три преобладающих типа фаций: «дельтовая» - относящаяся, в основном, к погруженным блокам структуры. «Зона песчаного стока» (межканальная зона песчано-глинистых фаций дельтового комплекса), занимающая промежуточное положение. Зона «баровой» аккумуляции песчаного материала, развитая на северо-западе и юго-западе.

Пласт ЮВ₁³ сложен песчано-алеврито-глинистыми образованиями мелководно-морского шельфа. Коллекторы его распространены достаточно широко по территории Кошильского участка. Полная глинизация (субфация забаровых лагун) выявлена на юго-востоке, западе. Отмечены также небольшие зоны отсутствия коллектора в разных точках месторождения. Пласт ЮВ₁³ - имеет подчиненное значение, содержит две, разделенные между собой, тектоническим нарушением, залежи. Залежи расположены в северной части месторождения. Тип залежей в районе скважины № 720 - пластово - сводовая с элементами тектонического экрана и в районе скважины № 740 - тектонически-экранированная.

Таблица 1.16. Характеристики продуктивных пластов

Параметр	Горизонт ЮВ1
	ЮВ11	ЮВ12	ЮВ13
Средняя глубина залегания, м	2375-2483
Абсолютная отметка ВНК, м	2396
Средняя пластовая температура, єС	79
Среднее пластовое давление, МПа	19,8
Давление насыщения нефти газом, МПа	8,36
Средняя общая толщина, м	8,1	34,2	12,1
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,2	20,8	5,4
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,3	0,65	0,53
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,7	8,0	3,0
Среднее значение пористости, %	14,6	15,5	14,5
Средне значение проницаемости, мкм2	5,5Ч10-3	14,9Ч10-3	7,5Ч10-3

Таблица 1.17. Физико-химические характеристики

Параметры	Среднее значение
Вязкость нефти в поверхн. условиях, мПаЧc	1,322
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3	0,771
Плотность нефти в поверх. условиях, т/м3	0,843
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,212
Газосодержание, м3/т	64,9
Плотность газа, т/м3	0,1156
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,015
Коэффициент сжимаемости нефти 1/МПаЧ10-4	11,57

2.2.5 Геологическая характеристика Ершового месторождения

Геологический разрез Ершового месторождения нефти по данным бурения сложен мощной (до 2,7 - 3,0км) толщей терригенных песчано-алевритовых и глинистых пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих с угловым и стратиграфическим несогласием на глинисто-песчаных породах триаса (скв. Р-170), глинистых сланцах (скв.3п), базальтах (скв. 4п, 6п) и известняках (скв. 1п, 2п, 7п) доюрского основания.

Отложения юрской системы, трансгрессивно залегающие на доюрском фундаменте и образованиях триаса, в верхней части разреза (васюганская свита, продуктивный горизонт ЮВ₁) содержат скопления нефти.

Характеристики и параметры продуктивных пластов, физико-химические характеристики жидкости и газа приведены в таблице 1.18, 1.19.

Продуктивный горизонт ЮВ₁ (верхнеюрский отдел, оксфордский ярус) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, которые переслаиваются с глинистыми разностями этих пород, глинами, известняками, прослоями каменного угля.

Толщина объекта достигает 50 и более метров.

Покрышкой горизонта ЮВ₁ служат тонкодисперсные известковистые глины с включениями глауконита и мелкозернистые плотные известняки, георгиевской свиты (кимериджский ярус) толщиной до 3-5м.

Залежь нефти пластово-сводового типа.

Продуктивные пласты БВ_19-22 ачимовской толщи (берриас) представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с линзовидной и косоволнистой слоистостью, которая обусловлена присутствием тонких (1-3мм) глинистых слоиков и намывами углисто-слюдистого материала.

Песчано-алевролитовые породы находятся в частом неравномерном переслаивании с прослоями алевритистых и тонкодисперсных глин с пологой и линзовидно-волнистой слоистостью, подчеркнутой тонкими (2-3мм) слойками алевритового материала.

Продуктивные отложения ачимовской толщи на всей территории месторождения перекрываются глинистой пачкой, в которой содержатся линзовидные включения (гнезда) и прослои песчаников и алевролитов. Толщина ачимовской пачки 58-122м.

Залежи структурно-литологического типа.

Продуктивный пласт БВ₁₀ (валанжин), который нефтеносен только в северной части месторождения, сложен толщей (11-30м) мелко- и мелко-среднезернистых песчаников с прослоями песчаных алевролитов и глин.

Покрышкой пласта служат тонкодисперсные и слабоалевритистые глины, иногда с тонкими (2-5см) прослоями алевролитов и углисто-глинистого материала. Толщина ее составляет 7-24м. Тип залежи пластово-сводовый.

Таблица 1.18. Характеристики продуктивных пластов

Параметр	Средние значения параметров по пластам
	ЮВ1	БВ19-22	БВ10
Глубина залегания, м	2512	2440	2220
Пластовое давление, МПа	25,0	24,6	22,0
Пластовая температура, 0С	87,0	81,0	77,0
Абсолютная отметка ВНК, м	2480	-	2163
Средняя общая толщина, м	14,1	-	11,85
Средний коэффициент песчанистости, д. ед.	0,49	-	0,57
Средний коэффициент расчлененности, д. ед.	8,16	-	8,55
Нефтенасыщенная толщина, м	12,7	12,0	4,11
Открытая пористость, д. ед.	0,16	0,16	0,22
Проницаемость, мкм2	22,0Ч10-3	1,4Ч10-3	11,6Ч10-3
Давление насыщения нефти газом. МПа	9,4	-	8,0

Таблица 1.19. Физико-химические характеристики

Параметр	Средние значения параметров по пластам
	ЮВ1	БВ19-22	БВ10
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПаЧс	0,81	-	1,81
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3	0,730	-	0,784
Газосодержание, м3/т	84	-	43
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	1,250	-	1,122
Плотность воды в пласт. условиях, т/м3	1,026	1,016	1,020

2.2.6 Геологическая характеристика Орехово-Ермаковского месторождения

Геологический разрез Орехово-Ермаковского месторождения сложен мощной толщей песчано-глинистых пород мезозойско-кайнозойского возраста, вскрытых бурением полностью, и породами до юрского складчатого фундамента, вскрытыми в пределах 200м.

Месторождение характеризуется сложным геологическим строением.

Размеры залежей варьируют от нескольких метров до 25-30км.

Характеристики и параметры продуктивных пластов, физико-химические характеристики жидкости и газа приведены в таблице 1.20, 1.21.

Пласт АВ₁³ представлен единой пластово-сводовой литологически - экранированной залежью, распространенной по площади всего месторождения, за исключением зон полной глинизации.

Коллекторами пласта АВ₁³ являются песчаники и крупнозернистые алевролиты. Доминирует тип коллектора под названием «опесчаненый рябчик». Песчаники псамитовые, алевро-псамитовые, полимиктовые с близким содержанием кварца и полевых шпатов (40-55%). Цемент существенно - глинистый, поровый и пленочно-поровый по распределению.

Пласт АВ₂¹ имеет повсеместное распространение в пределах месторождения и только в единичных случаях на локальных участках пласт заглинизирован. К пласту приурочена основная залежь нефти, охватывающая всю Ермаковскую структуру и две небольшие залежи: южная и юго-восточная. Тип залежей пластово-сводовые.

Пласт АВ₂¹ представлен неравномерно переслаиванием мелкозернистых песчаников и крупно-среднезернистых алевролитов. Песчаники однородные, полимиктовые, при этом полевые шпаты (33,7-58,7%) преобладают над кварцем (33,7-46,5%). Цемент глинистый полиминеральный, неоднородный по характеру распределения.

Пласт АВ₂¹ имеет единый водонефтяной контакт с вышележащим пластом АВ₁³, в связи, с чем оба пласта рассматриваются как единый объект АВ₁³ + АВ₂¹.

Пласт АВ₂² имеет повсеместное распространение с отдельными небольшими зонами глинизации. Проницаемая часть пласта АВ₂² сложена алевролитами идентичными по текстурно-структурным особенностям, вещественному составу обломочного и цементирующего материала с пластами АВ₁³ +АВ₂¹. Для пласта характерна высокая прерывистость. Пласт представлен тремя залежами нефти: основной, восточной и южной. Тип залежей пластово-сводовый.

Пласт АВ₃ продуктивен в западной части месторождения. Коллекторами пласта АВ₃ является слабосцементированный мелко-, среднезернистые песчаники псаммитовой структуры и крупнозернистые алевролиты. Основные породообразующие материалы кварц и полевые шпаты (52,5%), второстепенные - обломки пород и слюды. Упаковка песчаников неплотная. Цемент глинистый, неоднородный, по характеру распределения, пленочный и поровый. Характеризуется высокой прерывистостью и неоднородностью. Тип залежи пластово-сводовый с небольшим литологическим экраном.

Пласт АВ₄ имеет повсеместное распространение, но, продуктивен только, в пределах западного купола. Пласт имеет четыре, небольшие залежи. Тип залежей пластово-сводовый.

Коллекторами пласта АВ₄ являются мелкозернистые песчаники близкие по текстурно-структурным особенностям и минералогическому составу коллекторам пластов АВ₃ и АВ₆. Содержание полевых шпатов (47,2%), кварца (36%). Цемент глинистый и по минералогическому составу существенно отличается от выше описанного. Основным цементирующим компонентом является каолинит (53,4%) с поровым и неполно поровым характером распределения. Хлорид 20,9%, гидрослюда 10%, карбонат кальция 15,7%. В коллекторах развита система открытых пор (первичных и вторичных) сообщающихся между собой.

Пласт АВ₆ выделяется в западной части Ермаковского месторождения. Пласт представлен одной пластово-сводовой водоплавающей залежью. Коллекторами пласта являются мелкозернистые песчаники и кругло зернистые алевролиты, последние преобладают. По строению коллектор идентичен вышележащим пластам АВ₃ и АВ₄.

Основные породообразующие материалы - полевые шпаты (59,8%) и кварц(31,9%) с примесью обломков пород и слюды. Цемент глинистый, полиминеральный. Основной цемент компонент - хлорит (52%). Характер распределения цемента поровый и пленочный. В песчаниках развита зона разуплотнения. Пласт характеризуется гидродинамически связанным коллектором.

Пласт АВ₇ представлен одной небольшой залежью, расположенной северо-западней АВ₆ и отделенной от него глинистым экраном толщиной до 4м. Пласт характеризуется преобладанием гидродинамически связанных коллекторов. Тип залежи - пластово-сводовая водоплавающая.

Пласт БВ₁₀ выделяемый в мегионской свите, довольно часто полностью заглинизирован в песчаных фациях, встречается на юго-востоке месторождения. К пласту приурочены две пластово-сводовые, литологически - экранированные, нефтяные залежи, представленные сильно прерывистым коллектором. Коллектора представлены мелкозернистыми песчаниками псамитовой и алевро-псамитовой структуры и подобные им крупнозернистые алевролиты. Песчаники полимиктовые с близким содержанием кварца и полевых шпатов (30-35%). Цемент глинистый, порово-пленочный по характеру распределения. Основной цементирующий компонент хлорит (56,1%).

Горизонт ЮВ₁ стратиграфически, приурочен к васюганской свите келловейского яруса юрской системы. По промыслово-геологическим данным выделяются два пласта ЮВ₁¹ и ЮВ₁².

Пласт ЮВ₁¹ выделяется в разрезе васюганской свиты на глубине 2348м. В песчаных фациях пласт распространен локально, на большей части рассматриваемой территории он по всему разрезу сложен непроницаемыми разностями пород. Продуктивный пласт представлен переслаиванием мелко, -среднезернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и аргиллитов с прослоями карбонатов и углей. Песчаники псамитовой структуры, полимиктовые по составу. Основные породообразующие минералы - кварц (45,6%) и полевые шпаты (45,1%). Цемент неоднозначен по составу и типу распределения, возрастает роль аутогенной цементации.

К пласту приурочены три залежи нефти. Две залежи структурно-литологического типа и одна пластово-сводовая с литологическим экраном.

Пласт ЮВ₁¹ представлен переслаиванием мелко-среднезернистых песчаников и крупнозернистых алевролитов. Песчаники однородные в различной степени уплотненные. Основные породообразующие материалы - кварц (52,4%) и полевые шпаты (32,3%). Алевролиты аналогичны песчаникам, отличаются меньшей зернистостью и большей уплотненностью. Цемент глинистый каолинит (49,5%), хлорит (17,4%), гидрослюды (19,2%). Характер распределения цемента поровый, неполно-поровый, реже пленочный и смешанный.

К пласту приурочены три обособленные (северная, западная, восточная) и шесть локальных залежей, вскрытых единичными скважинами. Тип залежей структурно-литологический.

Таблица 1.20. Геолого-физические параметры продуктивных пластов группы БВ и ЮВ Орехово-Ермаковского месторождения

Параметры	БВ10	ЮВ11	ЮВ12
Средняя глубина залегания, м	2140	2348	2357
Тип коллектора	терр.-пор.	терр.-пор.	терр.-пор.
Средняя общая толщина, м	23,1	11,36	13,22
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,0	4,8	7,9
Пористость, %	20,2	15,6	15,8
Проницаемость, мкм2	4,8Ч10-3	27,9Ч10-3	15Ч10-3
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,127	0,388	0,489
Коэффициент расчлененности, доли ед.	6,25	3,3	-
Начальная пластовая температура, єС	82	91	92
Начальное пластовое давление, приведенное к ВНК, МПа	20,0	23,6	24,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	1,4	0,94	1,26
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,77	0,725	0,786
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,849	0,834	0,842
Объемный коэффициент нефти, д. ед	1,173	1,304	1,252
Абсолютная отметка ВНК, м	2160-2165	2390-2460	2381-2426
Давление насыщения нефти газом, МПа	8,9	10,2	8,3
Газосодержание, м3/т	62	99	60
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	0,39	0,34	0,34
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	0,994	0,686	0,986

2.2.7 Геологическая характеристика Западно-Ермаковского месторождения

В геологическом строении месторождения принимают участие породы мезозойско-кайнозойского возраста, залегающие на гетерогенном основании палеозойского фундамента. В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Ермаковского вала центральной части Нижневартовского свода, который представляет собой складку, вытянутую в субширотном направлении и осложненную Ермаковским и Ореховскими поднятиями. Наиболее крупным элементом этой зоны является Ермаковское локальное поднятие, по гипсометрии залегающее выше Ореховского поднятия, за счет заливообразных прогибов контур контур Ермаковской структуры имеет сложные очертания, представляя собой неправильной формы антиклинальную складку. Геолого-физические параметры продуктивных пластов представлены в таблице 1.22, 1.23, 1.24.

Таблица 1.22. Геолого-физические параметры продуктивных пластов АВ₁³ АВ₃

Параметры	АВ13	АВ3
Тип залежи	пластово-сводовая	пластовая, водонефтяная
Абсолютная отметка ВНК, м	1675	1714-1723
Размер залежи, км	4,0Ч3,1	1,9Ч1,4
Высота залежи, м	22	8-17
Общая толщина, м	10,6-23,8	11,7-27,5
Эффективная толщина, м	2,8-14,5	2,4-9,8
Нефтенасыщенная толщина, м	2,8-14,5	0,8-6,4
Пористость, % (керн/ГИС)	24/24	25/23
Проницаемость, мД (керн/ГИС/ГДИ)	98,8/280/26	151/138/53
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,44	0,36
Коэффициент расчлененности, доли ед.	4,5	5,0

Таблица 1.23. Геолого-физические параметры продуктивных пластов БВ₀

Параметры	БВ0
Тип залежи	пластово-сводовая, водонефтяная
Абсолютная отметка ВНК, м	1858-1865
Размер залежи, км	2,8Ч2,7
Высота залежи, м	10-17
Общая толщина, м	9,1-22,4
Эффективная толщина, м	6,7-17,6
Нефтенасыщенная толщина, м	1,4-12
Пористость, % (керн/ГИС)	23/24
Проницаемость, мД (керн/ГИС/ГДИ)	256/398/47
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,74
Коэффициент расчлененности, доли ед.	6,2

Таблица 1.24. Геолого-физические параметры продуктивных пластов АВ₇

Параметры	АВ7
	восточная	западная	южная
Тип залежи	пластовая, литологически экранированная водоплавающая	пластовая, литологически экранированная
Абсолютная отметка ВНК, м	1828	1806,8	1845
Размер залежи, км	1,75Ч0,75	0,4Ч0,5	1,75Ч2,6
Высота залежи, м	15	2,8	29
Общая толщина, м	22,4-38,6
Эффективная толщина, м	6,6-17
Нефтенасыщенная толщина, м	1,8-17
Пористость, % (керн/ГИС)	не проводилось/24
Проницаемость, мД (керн/ГИС/ГДИ)	не проводилось/108,9/16
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,49
Коэффициент расчлененности, доли ед.	10,9

2.2.8 Геологическая характеристика Чехлонейского месторождения

Месторождение является «спутником» Орехово-Ермаковского месторождения и расположено в северо-восточной его части, приурочено к небольшому по размерам обособленному куполовидному поднятию. Геологический разрез месторождения сложен толщей (более 2600м) мезозойско-кайнозойских пород, залегающих на гетерогенном складчатом основании палеозойского возраста.

Нефтеносность выявлена в отложениях неокома (пласты БВ₁₀¹, Ач₁) и юры (пласт ЮВ₁¹) - васюганская свита. В структурном отношении Хохловский участок (Чехлонейское месторождение расположено на Хохловском лицензионном участке), представляет собой северный склон Ермаковской структуры. Это моноклиналь, спокойно погружающаяся в северо-восточном направлении, с отметками -2360 до -2460м. Она осложнена структурными носами. Особенностью тектонического строения платформенного чехла региона является упрощение рельефа поверхности основных стратиграфических горизонтов. Нередко этот процесс сопровождается выполаживанием структурных планов отдельных его составляющих.

Геолого-физические параметры продуктивных пластов представлены в таблице 1.25, 1.26, 1.27

Таблица 1.25. Геолого-физические параметры залежи пласта ЮВ₁¹

Параметры	ЮВ11
Тип залежи	пластовая, сводовая
Абсолютная отметка ВНК, м	2440
Размер залежи, км	1,5Ч3,0
Высота залежи, м	24
Общая толщина, м	4,2-16,4
Средняя пористость, % (керн/ГИС)	14,9/16,5
Средняя проницаемость, мД (керн/ГИС/ГДИ)	10,8/31,8/5,0
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,7
Коэффициент расчлененности, доли ед.	3,0
Водоудерживающая способность по керну, %	52,3
Начальная нефтенасыщенность по ГИС, (средняя), %	42

Таблица 1.26. Геолого-физические параметры залежи пласта Ач₁

Параметры	Ач1
Тип залежи	пластовая, сводовая, с элементом литологического экранирования
Абсолютная отметка ВНК, м	2357
Размер залежи, км	1,5Ч3,5
Высота залежи, м	34
Средняя пористость, % (керн/ГИС)	16,5/18,2
Средняя проницаемость, мД (керн/ГИС)	4,1/6,7
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,35
Коэффициент расчлененности, доли ед.	3,6
Водоудерживающая способность по керну, %	63,6
Начальная нефтенасыщенность по ГИС, (средняя), %	46

Таблица 1.27. Геолого-физические параметры залежи пласта БВ₁₀

Параметры	БВ10
Абсолютная отметка ВНК, м	2415
Размер залежи, км	7,5Ч2,0
Высота залежи, м	30
Средняя пористость, % (керн/ГИС)	18,5/18,5
Средняя проницаемость, мД (керн/ГИС/ГДИ)	24,7/87,6/6,0
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,63
Коэффициент расчлененности, доли ед.	5,2
Водоудерживающая способность по керну, %	51
Начальная нефтенасыщенность по ГИС, (средняя), %	62

Глава 3. Основы разработки нефтяных месторождений

3.1 Объект и система разработки

Объект разработки -- это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны. Большее число пластов в одном объекте обусловливает экономию металла, труб и других материалов. Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет с технологической точки зрения процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и приводит в ряде случаев к резкому снижению нефтеотдачи в целом. Основные особенности объекта разработки - наличие в нём промышленных запасов нефти и определённая, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он эксплуатируется.

При выделении объектов необходимо учитывать следующее.

Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты с приблизительно одинаковыми средними параметрами, характеризующими их свойства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут отличаться по способам разработки, скорости выработки запасов углеводородов и изменению обводнённости продукции скважин.

Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с неодинаковыми свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем расположения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определённого состава, может вызвать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

Фазовое состояние углеводородов и режим работы пластов. Пусть имеются два пласта со сходными геолого-физическими свойствами, но в одном из них содержится значительная по размерам газовая шапка, а в другом развит упруговодонапорный режим. Объединение пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

Техника и технология эксплуатации скважин. Объединение в один объект разработки нескольких пластов может привести к тому, что существующие средства и технология эксплуатации скважин не обеспечат подъём всей жидкости по скважине.

По В.Д. Лысенко [11] рациональным следует считать такое объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, которое обеспечивает максимум среднего дебита нефти на пробуренную скважину за основной период или за всё время разработки нефтяной залежи.

С целью рационального выделения эксплуатационных объектов рассматривают все возможные варианты объединения пластов.

По каждому из этих вариантов определяют параметр q'₀(l - А_ср), т. е. произведение начального максимального дебита на пробуренную скважину (q'₀) и средней доли нефти в расчётном суммарном отборе жидкости (1 - А_ср). Рациональный вариант выделяют по максимальному значению параметра q'₀ (1 - А_ср) > max.

Параметр определяют при прочих равных условиях -- по всем рассматриваемым вариантам задаётся одинаковая конечная нефтеотдача пластов. Средняя расчётная доля нефти определяется для основного периода разработки -- для коэффициента извлечения подвижных запасов нефти, равного 0,8.

В этом случае среднюю долю нефти в расчётном суммарном отборе жидкости можно определять по следующей формуле:

где V² -- квадрат коэффициента вариации, количественно характеризующий неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой в типичную добывающую скважину.

Дебит прямо пропорционален суммарной проводимости эксплуатационного объекта (У k_i h_i)_j, где k_i и h_i-- соответственно проницаемость и толщина i-гo слоя j-го объекта.

Неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой можно представить через неоднородность по проницаемости слоёв и пластов рассматриваемого объекта.

.

При стремлении к максимуму параметра

также к максимуму стремятся величина

и натуральный её логарифм

Максимум значения должен быть получен в среднем, т. е. в расчёте на один эксплуатационный объект.

С учётом этого предлагаемый критерий рациональности выделения эксплуатационных объектов может быть представлен в следующем виде:

где D -- среднее значение критерия для п выделяемых эксплуатационных объектов, имеющих индексы от 1 до п; п -- общее число объектов (меньше или равно N -- общему числу пластов, n ? N); D_j - значение критерия для j -го эксплуатационного объекта.

Среднее значение D определяется для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов, и по его максимуму выявляется наиболее рациональный.

При проектировании разработки критерий D можно рассчитать другим путём - на основе интегральных характеристик неоднородности пластов. Такими характеристиками являются: средние значения коэффициентов продуктивности и эффективных толщин рассматриваемых нефтяных пластов (з, h); усреднённая зональная неоднородность по проницаемости отдельного нефтяного пласта (V_з²) и усреднённая неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой в типичную добывающую скважину, установленная для отдельного пласта с самостоятельной системой разработки ().

С учётом этого предлагаемый критерий обоснования выделения эксплуатационных объектов принимает следующий вид:

где п -- число выделяемых объектов, N -- число обособленных нефтяных пластов, причём n ? N.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Система разработки -- это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выбор объектов и установление последовательности их разработки; определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов; обоснование метода воздействия на пласты с целью извлечения из недр нефти и газа; определение способов контроля над процессом разработки и регулирования его; охрана недр и окружающей среды.

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходимо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки. Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. Технология разработки пласта не входит в определение системы разработки, т.к. при одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. При проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии, и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Технология извлечения нефти из недр определяется механизмом, приводящим в движение нефть и газ в пласте. В природных условиях -- это вытеснение нефти водой или газом, содержащимся в газовой шапке или выделяющимся из нефти. Эффективность технологии разработки характеризуется полнотой извлечения запасов нефти. С целью увеличения нефтеотдачи пластов применяют различные методы воздействия на них: закачку воды, газа, различных химических реагентов, теплоносителей, создание движущегося фронта горения и др.

Системы одновременной разработки объектов

Преимущество систем одновременной разработки объектов -- это возможность использования запасов всех объектов после их разбуривания. Реализовать эти системы можно по одному из нижеприводимых вариантов.

1) Раздельная разработка, когда каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Требует большого числа скважин, что приводит к значительным капитальным вложениям. Может применяться при наличии высокопродуктивных объектов и возможности быстрого их разбуривания. Её преимущество -- обеспечение надёжного контроля за процессом разработки и его регулирования.

2) Совместная разработка, при которой два или более пластов в виде единого эксплуатационного объекта разрабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Возможны её подварианты: с увеличением числа добывающих скважин на малопродуктивные объекты и с увеличением числа нагнетательных скважин на малопродуктивные объекты. Её преимущество -- обеспечение высоких текущих уровней добычи при заданном числе скважин. Однако, при этом, в основном наблюдается нерегулируемая разработка пластов, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей.

3) Совместно-раздельная разработка, при которой добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной эксплуатации, нагнетательные скважины -- установками для одновременно-раздельной закачки воды. Она позволяет преодолеть недостатки первых двух вариантов, сохраняя при этом их преимущества.

Система последовательной разработки объектов «снизу-вверх» заключается в том, что объекты начинают разрабатывать с нижнего, так называемого опорного (базисного) объекта, а затем переходят на возвратные объекты. При наличии многих объектов в качестве базисных также выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные объекты с достаточно большими запасами нефти, а в качестве возвратных -- остальные объекты. Тогда приступают к разработке базисных объектов, тем самым не задерживают эксплуатацию вышележащих высокопродуктивных объектов с большими запасами.

Система последовательной разработки «сверху-вниз», при которой каждый нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего, в настоящее время признана в основном нерациональной и практически не применяется.

Следует отметить, что лучшие показатели могут быть достигнуты комбинацией всех перечисленных выше вариантов систем разработки многопластового месторождения.

3.2 Классификация и характеристики систем разработки месторождений [2,7,12,13,14]

Системы разработки классифицируют по признакам, в основу которых положены характеристики, определяющие отличительные их черты.

1)По геометрии расположения скважин на площади выделяют системы с равномерным и неравномерным размещением (расстановкой) скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами). Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами. Каждая из сеток имеет свои преимущества и недостатки. Треугольная сетка обеспечивает высокую степень вскрываемости отдельных линз коллекторов. Однако при последовательном сгущении такой сетки на каждом этапе число скважин возрастает в 3 раза. Квадратная сетка, гибкая при сгущении, также обеспечивает высокую вскрываемость линз и на каждом этапе число скважин удваивается.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вкладывают разное содержание в понятие плотности сетки скважин: принимают только площадь разбуренной части залежи; число скважин ограничивают по разным величинам суммарной добычи нефти из них; включают или не включают нагнетательные скважины в расчёт; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности. Практикой разработки и исследованиями установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25--30)•10⁴ м²/скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25-- 30)•10⁴ м²/скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при более редких сетках. В каждом конкретном случае выбор плотности сетки должен определяться с учётом конкретных условий.

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее избирательное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называемый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с учётом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % основного фонда скважин. Их место размещения следует планировать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10 -- 20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (ещё называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый -- все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного -- трёх лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлорском и других месторождениях Западной Сибири.

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворённого газа, гравитационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии.

Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин -- работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют: по форме рядов -- с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному расположению рядов и скважин -- с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Расстояния между скважинами в рядах и между ними неодинаковые. В Российской Федерации многие месторождения проектируют разрабатывать с применением рядных систем.

2) По методу воздействия (по виду используемой энергии) применяют следующие системы разработки: без воздействия и с воздействием на пласт.

В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах (режимы истощения), когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. системы разработки без поддержания пластового давления); системы разработки с поддержанием пластового давления (напорные режимы), когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путём искусственного её пополнения. По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт. Системы разработки без воздействия на пласт в РФ применяют в редких случаях. Лучшие результаты достигаются в условиях упруговодонапорных и газонапорного режимов, обеспечивающих высокую степень нефтеизвлечения. Наиболее распространены в нашей стране системы с воздействием на пласт путём закачки в него воды.

Во многих случаях возможно проявление нескольких источников энергии. Однако в группе сил может преимущественно проявляться один или два источника энергии. Исходя из этого, было введено понятие режимов работы нефтяных залежей (пластов). В зависимости от типов залежей характер проявления и смены режимов могут быть различными. Для нефтяных залежей при разработке на истощение смены режимов проявляются в последовательности:

1) упругий режим;

2) упруго-водонапорный;

3) водонапорный (при активной законтурной зоне и хорошей гидродинамической связи между ней и внутриконтурной зоной);

4) режим вытеснения газированной нефти водой (для приконтурных зон) и режим растворённого газа (для внутренних зон залежей), когда текущее пластовое давление ниже давления насыщения;

5) гравитационный режим.

В случае газонефтяных залежей порядок смены режимов происходит по схеме:

1) упругий режим;

2) упруго-водонапорный в приконтурной зоне (точнее, режим вытеснения газированной нефти водой);

3) режим вытеснения газированной нефти газом газовой шапки во внутренних зонах залежи;

4) режим растворённого газа (сначала во внутренних участках залежи);

5) гравитационный режим.

При закачке воды в пласт смена режимов происходит по схеме:

1) упругие режимы;

2) режимы вытеснения нефти водой в нефтяных залежах и вытеснения газированной нефти водой в газонефтяных.

На некоторых месторождениях при разработке пластов с высоковязкими нефтями применяют системы с воздействием путём закачки в эти пласты теплоносителей (пара, горячей воды).

Рассмотрим подробнее изложенную выше классификацию разработки.

Законтурное и внутриконтурное заводнение нефтяной залежи

Поддержание пластового давления при закачке воды в пласт осуществляется путём законтурного и внутриконтурного заводнения или же различных модификаций этих процессов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи (рис.4). Добывающие нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Наиболее благоприятные объекты для осуществления законтурного заводнения -- пласты, сложенные однородными песками или песчаниками, с хорошей проницаемостью и не осложненные геологическими (дезъюнктивными) нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.

При добыче высоковязкой нефти процесс закачки воды в пласт также может быть малоэффективным, потому что менее вязкая по сравнению с нефтью вода при движении в пласте будет обгонять нефть, прорываться к отдельным скважинам и преждевременно обводнять их.

При законтурном заводнении создаётся искусственный контур питания залежи энергией, приближенный к зоне её разработки, что создаёт благоприятные условия для повышения отбора нефти и, следовательно, для интенсификации разработки залежи. Однако чрезмерное приближение нагнетательных скважин к добывающим может вызвать быстрое и неравномерное обводнение залежи, вследствие чего в ней остаётся большой объём нефти.

Рис.4. Схема законтурного заводнения:

? -- нефтяные скважины; ? -- нагнетательные скважины; _ -- контрольные скважины; - -- внутренний контур нефтеносности; - * - -- внешний контур нефтеносности.

Чрезмерное же удаление нагнетательных скважин от добывающих, благоприятное с точки зрения равномерности продвижения воды по всему периметру залежи, может сделать искусственный контур питания малоэффективным. Для однородных пластов расстояние от нагнетательного ряда скважин до внешнего ряда добывающих принимают не более 1000-- 1200 м, а для неоднородных пластов с низкой проницаемостью -- 600--700 м.

При водонапорном режиме законтурное заводнение применяют в том случае, если естественный напор краевых вод не обеспечивает сохранение пластового давления, необходимого для нормальной эксплуатации скважин при запланированных объёмах добычи нефти.

При плохой проницаемости пород нагнетательные скважины располагают в водонефтяной зоне пласта внутри контура в более проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название приконтурного заводнения.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2--3 близлежащих ряда добывающих скважин. Поэтому законтурное и приконтурное заводнение можно с наибольшим эффектом применять при разработке только таких залежей, размеры которых позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не больше двух -- трёх и как максимум четырёх рядов скважин на каждую линию нагнетания.

При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами добывающих скважин (500--800 м) для одновременного разбуривания всей площади залежи нужно, чтобы её ширина в пределах внутреннего контура нефтеносности была не больше 4--5 км.

Для интенсификации разработки нефтяных месторождений с применением искусственных методов воздействия на пласт широко применяют различные виды внутриконтурного заводнения (вернее сочетания законтурного и внутриконтурного заводнения).

При разработке значительных по площади нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи расчленяется (разрезается) на отдельные участки рядами нагнетательных скважин (рис.5).

При закачке воды в пласте по линии размещения нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки отдельные очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении.

Рис.5. Схема внутриконтурного заводнения:

1-- нагнетательные скважины; 2 -- добывающие скважины

Добывающие скважины располагают рядами так, чтобы фронту поступающей воды противостоял фронт её отбора. Расстояние между рядами добывающих скважин и между скважинами в рядах устанавливают с учётом особенности геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Таким образом, разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения эксплуатационных скважин с максимальным учётом геологической характеристики площади. Преимуществом описываемой системы является возможность начинать разработку залежи с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади, наиболее богатые по запасам и отличающиеся высокой дебитностью скважин.

Применение внутриконтурного заводнения на нефтяных месторождениях с самого начала их разработки позволяет резко улучшить технико-экономические показатели за счёт повышения объёмов текущего отбора нефти, сокращения срока их разработки и уменьшения плотности сеток скважин.

За последние годы метод внутриконтурного заводнения с разрезанием залежей рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки стал одним из основных. Применяется этот метод не только для разработки месторождений с большой площадью нефтеносности, но и для месторождений меньших размеров. В ряде случаев для интенсификации процесса разработки применяют комбинацию законтурного или приконтурного заводнения с внутриконтурным центральным заводнением. При центральном заводнении нагнетательные скважины располагают как в законтурной зоне залежи, так и внутри неё. Среди систем центрального заводнения различают осевое и кольцевое заводнение.

Осевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры (рис.6, а) в сводовой её части или вблизи неё (так называемое сводовое заводнение)

Кольцевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причём залежь нефти расчленяется на две неравные площади: меньшую --центральную (с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи) и большую -- кольцевую (рис.6, б).

Очаговое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин на участках с линзовидными пропластками, в которых имеются неизвлечённые запасы нефти. Этот вид заводнения применяется в качестве самостоятельного при разработке резко неоднородных и прерывистых пластов и в качестве вспомогательного заводнения в сочетании с законтурным и внутриконтурным. Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных на участках с наилучшей характеристикой пластов и таким образом, чтобы эти нагнетательные скважины оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. Поэтому этот вид заводнения называют избирательным заводнением.