Разработка нефтяных месторождений

При составлении технологических проектных документов на промышленную разработку выбор расчетных вариантов разработки для сопоставления производится с учетом особенностей геологического строения, коллекторских и фильтрационных характеристик продуктивных пластов, необходимости создания условий максимально возможного охвата их воздействием и эффективного дренирования, физико-химических свойств насыщающих флюидов, опыта разработки залежей со сходными условиями, экономико-геофизических особенностей района, требований охраны недр и окружающей среды.

Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.

Для крупных месторождений с широкими водонефтяными и подгазовыми зонами, содержащими значительные запасы нефти, рассматриваются расчетные варианты разработки с выделением этих зон в самостоятельные объекты разработки. При этом проектные решения по системам разработки, технологии и техники эксплуатации скважин в нефтяных, водонефтяных и подгазовых частях месторождений должны быть взаимоувязаны.

Для многопластовых месторождений с близкими геолого-физическими характеристиками пластов, допускающими возможность их объединения в один или выделение нескольких эксплуатационных объектов, рассматриваются варианты совмещенной и самостоятельной разработки пластов. При выделении нескольких объектов, системы их разработки должны быть взаимоувязаны.

В технологических схемах и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения, или необходимость их опытно-промышленных испытаний.

Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в проектных документах проводится за весь срок разработки.

За весь срок разработки принимается срок, когда высвобождаемые затраты на добычу одной тонны нефти достигают величины принятых предельных затрат.

Рекомендуемый для практического осуществления вариант выбирается в соответствии с действующей в отрасли методикой экономической оценки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки.

Для обеспечения полноты выработки запасов нефти, эффективного использования пробуренного и проектного фонда скважин, главные геологи производственных объединений по согласованию с авторами проектного документа обязаны уточнять местоположение очередных проектных скважин по результатам ранее пробуренных и текущего состояния разработки залежи.

Для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений специализированные научно-исследовательские и проектные институты с периодичностью, устанавливаемой министерствами, проводят авторский надзор и анализы разработки.

В авторских надзорах контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей, принятыми в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождения. В них даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, заключения по предложениям недропользователя об изменениях проектных решений и показателей.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям с целью углубленной проработки отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение нефтеизвлечения, а также для обобщения опыта разработки.

2.3 Порядок составления и утверждения проектных документов на промышленную разработку нефтяных месторождений

Технологические схемы и проекты разработки составляются на базе геологических запасов нефти и газа, утвержденных ГКЗ РФ и технического задания на проектирование.

В техническом задании указываются обоснованные предпроектными проработками и согласованные между заказчиком и проектировщиком:

- год начала ввода месторождения в разработку; в случаях, когда не определен год начала ввода месторождения в разработку, показатели технического задания выдаются по порядковым номерам лет эксплуатации;

- возможные объемы бурения по годам;

- возможные источники рабочих агентов и мощности водо-, газо- и электроснабжения;

- по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями -дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи;

- ограничения, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования, устьевых и буферных давлений;

- условия сепарации и подготовки нефти;

- коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам);

- сроки составления проектных документов;

при необходимости:

- проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по варианту, утвержденному ЦКР МИНЭНЕРГО РФ;

- другие возможные ограничения.

Техническое задание на проектирование разработки утверждается Госгортехнадзором РФ.

Технологические проектные документы на разработку нефтяных месторождений (залежей) составляются, как правило, специализированными научно-исследовательскими и проектными.

Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации месторождения, как правило, на базе утвержденных ГКЗ РФ запасов нефти и газа. При этом запасы нефти для проектирования должны составлять не менее 80% категории С₁ и до 20% категории С₂.

Проекты разработки составляются по данным уточненных параметров пластов по результатам реализации технологической схемы разработки на базе запасов нефти и газа, утвержденных или переутвержденных ГКЗ РФ.

Уточненные проекты составляются на поздней стадии разработки после извлечения основных извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения.

Технологические проектные документы на разработку нефтяных месторождений утверждаются в соответствии с порядком, принятым министерствами.

3. Классификация скоплений нефти и газа

А.А. Бакиров подразделяет скопления нефти и газа на две категории: локальные и региональные. К локальным он относит: 1) залежи нефти и газа; 2) месторождения нефти и газа.

Под залежью понимается любое значительное естественное скопление нефти и газа в породе-коллекторе, ограниченное сверху и снизу слабопроницаемыми породами и водяной оторочкой (рис. 1).

Как правило, залежи приурочиваются к какой-либо тектонической или стратиграфической структуре, образующей месторождение.

Месторождением называется совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой крупной структуре и заключенных в недрах одной площади (рис. 2). Региональные скопления нефти и газа А. А. Бакиров и другие исследователи подразделяют на зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные области и нефтегазоносные провинции или пояса. В основу классификации залежей для целей поисков и разведки положены следующие признаки: форма ловушек, соотношения в них газа, нефти и воды.

По форме ловушек выделяются три типа залежей: пластовые, массивные, литологически ограниченные, или литологически экранированные. По отношению в ловушках нефти и газа различают три типа залежей: чисто нефтяные (нет свободного газа); нефтегазовые (свободный газ в газовой шапке); чисто газовые (иногда имеется незначительная нефтяная оторочка).

3.1 Пластовые залежи

В пластовых залежах скопление нефти и газа контролируется кровлей и подошвой пласта. По периферии нефтяная залежь обычно ограничивается водой. Поверхность (рис. 1), разделяющая нефть и воду, называется поверхностью водонефтяного контакта (ВНК). Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности. Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Газовая шапка в пласте может присутствовать только в том случае, если давление в залежи равно упругости растворенного газа в нефти при данной температуре. Если пластовое давление выше упругости растворенного газа, то весь газ растворится в нефти.

Рис. 1. Схема пластовых залежей нефти и газа, образовавшихся в результате латеральной миграции углеводородов: 1 - газ, 2 - нефть, 3 - вода, 4 - водонефтяная часть залежи (ВНЗ), 5 - зона сплошной нефтеносности (чисто нефтяная зона ЧНЗ), 6 - газонефтяная часть залежи (ГНЗ), 7 - водонефтяной контакт (ВНК), 8 - внешний контур нефтеносности, 9 - внутренний контур нефтеносности, 10 - внешний контур газоносности, 11 - своды залежей, 12 - изогипсы, h1 - высота ловушки, h2, h3 - соответственно высоты газовой и нефтяной залежей, а - залежи образовавшиеся в первой ловушке, б - залежь нефти, образовавшаяся в во второй ловушке, в - замок ловушки

Если залежь чисто газовая, то она имеет те же элементы, что и нефтяная залежь: поверхность газоводяного раздела, внешний и внутренний контуры газоносности. При наличии газовой шапки выделяется поверхность газонефтяного раздела, внешний и внутренний контуры газовой шапки. Если в ловушке газа недостаточно, то внутренний контур газоносности отсутствует. Вертикальное расстояние от ВНК до кровли в своде залежи называется высотой залежи h₃. Если имеется газовая шапка, то расстояние между сводом и газонефтяным контактом называется высотой газовой шапки h₂, а вертикальное расстояние между ВНК и газонефтяным контактом называется высотой нефтяной части залежи. Вертикальное расстояние между кровлей и подошвой залежи называется видимой мощностью пласта, а нормальное расстояние от подошвы до кровли называется истинной мощностью пласта. Кроме того, залежь характеризуется длиной, шириной и площадью проекции внешнего контура залежи на горизонтальную плоскость.

По характеру положения на структуре и ограничению в верхних частях пластовые залежи подразделяются на сводовые, висячие, тектонически экранированные и литологически экранированные. Если залежь экранируется соленым штоком, то она называется приконтактной. Залежь, прикрытая породами, залегающими на размытой голове пласта, называется стратиграфически экранированной. Сводовые залежи образуются на сводах антиклинальных структур. Повышенную часть ловушек занимает газ, ниже располагается нефть, еще ниже - вода.

Рис. 2. Месторождение Локбатан, осложненное открытым грязевым вулканом и надвигом (по Б.К. Баба-Заде): 1 - газ, 2 - нефть, 3 - брекчия



Рис. 3. Схема образования нефтегазовых залежей в результате вертикальной миграции газа и нефти: 1 - газ, 2 - нефть, 3- вода, 4 - направление движения флюидов

На платформах углы падения пластов измеряются минутами и высота ловушек небольшая, обычно колеблется от 10 до 40 м. Точка b (рис. 1) называется замком ловушки и определяется гипсометрическим уровнем нижней замкнутой изогипсы по кровле пласта.

Расстояние от верхней точки свода ловушки до замка называется высотой ловушки h1. На платформах иногда высота ловушки равна высоте залежи. В складчатых зонах, как правило, высота залежи значительно меньше высоты ловушки (рис. 2, 3).

Образование залежи происходит как в результате латеральной (боковой) миграции нефти, воды и таза, так и в результате вертикальной миграции. На рис. 1 приведен пример образования газонефтяной залежи в складке а в результате латеральной миграции нефти и газа. Стечением времени количество газа увеличивается, газовая шапка расширяется, газ вытесняет нефть из залежи и, наконец, занимает все пространство ловушки. В этом случае залежь «а» превратится в чисто газовую, а нефтяные и газонефтяные залежи будут образовываться выше по восстанию, в ловушке «б». В складчатых областях и зонах, прилегающих к региональным сбросам, залежи формируются в результате вертикальной миграции по кливажным трещинам в глинах (рис. 3), по жерлам грязевых вулканов или по сбросу, вызванному разломом в кристаллическом фундаменте (рис. 2).

В этих случаях залежи газа и нефти растут по направлению от свода к крыльям, вытесняя краевую воду из пласта вниз по падению, и при этом обычно не заполняют полностью ловушку на всю ее высоту. Характерной особенностью висячих залежей является их аномальное положение на крыле структуры, которое не соответствует условию распределения нефти и воды согласно их удельным весам. Контуры водонефтяного контакта висячих залежей, как правило, не соответствуют изогипсам кровли продуктивного пласта и пересекают их под различными углами. Висячие залежи часто наблюдаются в пластовых залежах, приуроченных к террасам или структурным носам (рис. 4).

Рис. 4. Схема структурных волн: 1 - моноклиналь, 2 - гомоклиналь, 3 - терасса с нефтяной залежью, 4 - залежь нефти на структурном носу, 5 - залежь нефти на терассе

Рис. 5. Экранированные залежи: 1 - стратиграфически, 2 - тектонически экранированная

3.2 Стратиграфически экранированные

Стратиграфически экранированные залежи образуются, когда более древние пористые породы несогласно перекрываются непроницаемыми более молодыми образованиями.

Тектонически экранированные залежи называются такие залежи, где экраном для образования залежи служит дизъюнктивное нарушение (рис. 5).

3.3 Массивные залежи

В массивных залежах скопление нефти контролируется кровлей очень мощного пласта и подошвенной водой.

Для образования и сохранения залежей всех четырех подгрупп необходимо, чтобы они были перекрыты непроницаемыми глинистыми или хемогенными осадками.

Рис. 6. Массивные залежи, приуроченные:

1 - к мощному песчаному пласту, 2 - к мощному пласту известняка, 3 - к погребенному останцу, 4 - к рифовому массиву, 5 - к горсту

3.4 Литологически ограниченные залежи

Литологические залежи образуются в пористых породах, ограниченных с трех или со всех сторон слабопроницаемыми породами. Коллекторами для нефти могут быть песчаные образования русел протоков, береговых валов, состоящих из песчаников или ракушнякового известняка, трещиноватые известняки, доломиты, доломитизированные мергели и др. Окружающую их слабопроницаемую толщу слагают глины, плотные известняки или другие плотные породы.

Рис. 7. Литологически ограниченная залежь заливообразной формы

Литологически ограниченные залежи, как правило, небольших размеров. Они встречаются в самых разнообразных структурных условиях: на антиклиналях, моноклиналях и на бортах синклиналей. Не наблюдается закономерности и в отношении заполнения их газом, нефтью и водой. Распределение нефти, воды и газа зависит от относительного положения отдельных залежей на структуре.

Как правило, газ, нефть и вода в пределах ловушки располагаются согласно удельным весам. По форме литологические ловушки могут быть в виде линз заливообразной формы (рис. 7) или «шнурков» (шустринги), приуроченных к погребенным береговым валам или «рукавообразным» песчаным пластам, образовавшимся на месте погребенных протоков.

4. Режим работы нефтяных залежей

Режимом нефтяной залежи называют характер проявления сил, движущих нефть в коллекторе, которые зависят от физико-геологических природных условий и мероприятий, осуществляемых при ее разработке.

Природа действующих сил, а, следовательно, и режимы определяются в основном гидродинамической системой подземного резервуара.

Выделяют три основных типа подземных резервуаров:

1) открытый, с активной краевой или подошвенной водой для которого характерно проявление энергии упруго-водонапорной системы;

2) закрытый, в котором отсутствует напор краевых или подошвенных вод, характерно проявление энергии упруго-замкнутой системы;

3) закрытый, приуроченный к трещиноватым известняковым коллекторам, в котором пластовое давление аномально высокое и соответствует горному давлению пород, а не гидростатическому напору вод, соответствующему глубине залегания залежи.

По признаку основного источника движущих сил выделяются следующие естественные режимы работы нефтеносных залежей:

1) упругий режим нефтяной залежи;

2) упруго-водонапорный режим пласта;

3) режим растворенного газа;

4) газонапорный режим (или режим газовой шапки);

5) гравитационный режим;

6) упруго-замкнутый режим (возможно с аномально высоком пластовом давлении).

Режим залежи, помимо системы подземного резервуара и основного источника пластовой энергии, обусловливается:

1) однородностью и проницаемостью коллектора;

2) качеством нефти, вязкостью и смачивающей способностью нефти и вытесняющей ее жидкости;

3) отношением пластового давления к давлению насыщения;

4) типом залежи (массивная, пластовая, в последнем случае еще и углом падения пласта);

5) трещиноватостью коллекторов.

В промысловой практике режимы залежи определяются построением кривых, которые показывают характер изменения во времени:

1) среднего пластового давления;

2) добычи нефти и воды по залежи в целом;

3) газового фактора.

Кроме этого, строят карты перемещения контуров нефтеносности и подсчитывают значения текущего и конечного коэффициентов нефтеизвлечения.

4.1 Упруго-водонапорный режим

Режим характерен для открытых резервуаров. Источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных вод. При низкой активности водонапорной системы источником энергии являются упругое расширение нефти, законтурной воды и вес покрывающих нефтяной пласт пород, который в силу уменьшения давления в пласте уплотняет последний, выжимая воду и нефть из порового пространства.

Пластовое давление выше давления насыщения. Смачивающей фазой, является вода. При вскрытии скважиной залежи нефть в скважину вначале будет поступать в результате упругого расширения только нефти, находящейся в призабойной зоне пласта. Однако после того, как зона влияния пониженного давления в скважине дойдет до контура воды, она будет вытесняться в основном под влиянием расширения законтурной воды.

При упруго-водонапорном режиме в начальный период разработки пластовое давление и дебиты скважин по мере извлечения нефти падают быстро. Удельная добыча нефти на одну атмосферу падения пластового давления в начале эксплуатации обычно небольшая, в процессе эксплуатации начинает увеличиваться. Это объясняется ростом радиуса воронки депрессии вокруг скважин. С увеличением радиуса депрессии в работу вовлекаются все новые и новые объемы жидкости, обладающие большим запасом упругой энергии. После снижения пластового давления до давления насыщения резко увеличивается удельная добыча на 0,1 МПа падения давления. Последнее объясняется тем, что начинает выделяться свободный газ, обладающий большим запасом упругой энергии.

Газовый фактор, который в период разработки с пластовым давлением выше давления насыщения оставался постоянным, после снижения пластового давления ниже давления насыщения начинает увеличиваться и упруго-водонапорный режим в центре залежи начнет переходить на типичный режим растворенного газа. Обычно в таких случаях на периферийных частях залежи скважины, продолжают еще некоторое время работать при упруго-водонапорном режиме.

При упруго-водонапорном режиме скважины рано или поздно неизбежно начинают обводняться. Дебиты нефти после появления в скважинах воды уменьшаются вследствие увеличения доли воды в жидкости. В конце концов крайние скважины обводняются полностью, т. е. переходят на добычу чистой воды и выводятся из эксплуатации.

Обычно разработка залежи при упруго-водонапорном режиме протекает следующим образом. Вначале вся залежь находится под воздействием напора краевых вод. Нефть по периферии залежи вытесняется водой. Пластовое давление быстрее всего падает в центре залежи. Поэтому центральные скважины в первую очередь переходят на режим растворенного газа, который потом распространяется на всю залежь.

После истощения энергии растворенного газа по дренированному пласту происходит неравномерное продвижение воды к центру залежи. Режим растворенного газа в одних частях залежи снова переходит в упруго-водонапорный только с очень низкими пластовыми давлениями, в других -- на режим растворенного газа, на который накладывается эффект капиллярного вытеснения нефти водой.

Коэффициент извлечения нефти зависит от фильтрационных свойств пласта и может варьироваться - от 0,2 до 0,8.

Очень важно при упруго-водонапорном режиме не допускать перехода на режим растворенного газа. Для этой цели проводится искусственное поддержание пластового давления путем закачки воды в скважины, расположенные в законтурной части залежи, а если залежь большого размера и влияние закачки воды в законтурные скважины не доходит до центральной части залежи, то ее разрезают нагнетательными скважинами на отдельные участки, и каждый участок разрабатывается с поддержанием давления как самостоятельная залежь.

При разработке залежи с поддержанием давления путем закачки воды пластовое давление в процессе разработки остается постоянным, газовый фактор тоже постоянный.

Давление в пласте в процессе эксплуатации поддерживается несколько выше давления насыщения. Вследствие этого газ из нефти не выделяется и проницаемость коллектора для нефти до появления воды остается постоянной. Дебиты скважин постоянны и устойчивы. Изменяются только с изменением противодавления по воле оператора. Такой режим называется искусственным - жестким водонапорным режимом.

Коэффициент извлечения нефти достигает 50--70%. Поэтому в России месторождения с упруго-водонапорным режимом и с режимом растворенного газа в подавляющем большинстве случаев разрабатываются с применением искусственного заводнения. Зачастую высокая компенсация отборов жидкости закачкой воды приводит к резкому росту обводненности продукции в результате опережающего прорыва воды по высоко проницаемым разностям, что приводит к значительному снижению коэффициента извлечения нефти до 10 - 20%.

4.2 Режим растворенного газа

Наблюдается в резервуарах закрытого типа, в которых отсутствует напор краевых вод в результате наличия загудронизированной зоны на контакте нефти и воды (рис. 8) в литологически изолированной линзе.

При вскрытии такой залежи силой, движущей нефть по пласту к забоям скважин, является энергия газа, растворенного в нефти. При понижении давления в пласте ниже давления насыщения выделившийся из нефти газ примет форму мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти, вследствие чего объем газонефтяной смеси неизбежно увеличивается, а это влечет за собой вытеснение нефти к забоям скважин. Вначале, когда пузырьков газа в порах еще сравнительно мало, относительная проницаемость пласта для газа еще очень низка, газ выталкивает нефть из пласта, не проскальзывая через пору, и совершает работу с высоким коэффициентом полезного действия.

Этому периоду разработки пласта соответствует стремительный рост добычи нефти, быстрое падение пластового давления при сравнительно небольшой величине газового фактора (рис. 9).

Рис. 8. Схема закрытых резервуаров: I - изолированная линза, II - массивная залежь с гудронизированной (окисленной) зоной на водонефтяном контакте, III - то же пластовая залежь, 1 - нефть, 2 - гудрон, 3 - вода, 4 - скважина



Рис. 9. Характеристика работы пласта при режиме растворенного газа: Рпл - пластовое давление, Q - добыча нефти, Г - газовый фактор

Газовым фактором принято называть отношение количества добытого газа к количеству добытой нефти за тот же промежуток времени. Газовый фактор выражают в нормальных (объем газа приводят к атмосферному давлению и температуре 0° С) кубических метрах газа на кубический метр или тонну добытой нефти. Период резкого возрастания добычи относится к первой стадии разработки залежи.

По мере снижения пластового давления степень разрежения нефти возрастает; количество пузырьков газа в пласте увеличивается; одновременно увеличивается относительная проницаемость пласта для газа, а относительная проницаемость пласта для нефти резко уменьшается. В силу этого все большие количества газа проскальзывают к забоям скважин, не выталкивая нефть. Поэтому по мере разработки пласта газовый фактор будет возрастать сначала медленно, затем очень быстро.

После того как будет добыто 8--10% нефти от ее первоначального объема в пласте, относительная проницаемость пласта для нефти станет крайне низкой, а для газа очень высокой, в результате чего дебиты газа будут очень большими, а дебиты нефти незначительными. Этот период разработки характеризуется стремительным снижением общей добычи и большой величиной газового фактора. При режиме растворенного газа период резкого возрастания добычи нефти сразу сменяется периодом резкого снижения ее, минуя вторую стадию относительно стабильной добычи.

Вследствие большой подвижности газа по сравнению с подвижностью нефти дегазация залежи произойдет быстрее, чем она будет истощена. В результате этого газовый фактор, достигнув максимума, опять уменьшится, после чего нефть к забою скважины будет подтекать в основном под действием силы тяжести самой нефти. Этот период относится к четвертой, завершающей стадии разработки залежи.

При режиме растворенного газа нефть движется к скважинам вследствие набухания от увеличения объема выделяющихся из нее пузырьков газа. Пузырьки выделяются в тех зонах, в которых пластовое давление становится ниже давления насыщения. Поэтому зона питания (дренажа) скважины ограничивается окружностью, в центре которой находится эксплуатационная скважина, а радиус зоны питания равняется радиусу изобары давления, равного давлению насыщения.

Контур нефтеносности при режиме растворенного газа остается неподвижным. Нефть движется только в зоне влияния скважины. Объем и форма залежи в процессе разработки не изменяются, а уменьшается только степень насыщенности породы нефтью.

При режиме растворенного газа коэффициент нефтеизвлечения обычно бывает 10--20% и только в исключительно благоприятных случаях (равномерный пласт, высокая проницаемость пород, низкая вязкость нефти) достигает 20--25%.

Режим растворенного газа, на который накладывается эффект капиллярного вытеснения водой, имеет место тогда, когда в залежь проникает теми или иными путями вода в небольших количествах при давлениях, мало отличающихся от пластового давления в залежи. Такой режим наблюдается на Восточном массиве Ишимбайской группы, на Ключевском месторождении и др. При этом повышаются дебиты нефти. Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 7--10%.

Контуры нефтеносности обычно не перемещаются, но наблюдается очаговое распространение воды в нефтяной залежи от источника воды.

4.3 Гравитационный режим

В залежах, в которых отсутствует давление краевой воды, нефть после дегазации начинает поступать к забоям скважин только под действием собственной силы тяжести. При наличии верхней краевой воды подток нефти происходит еще и под действием веса столба этой воды. Данный период работы пласта характеризуется довольно устойчивой, но небольшой добычей при постоянном и очень небольшом газовом факторе. При этом скважины, расположенные в пониженной части структуры, дают нефти больше, чем расположенные по восстанию пласта.

При гравитационном режиме контур нефтеносности перемещается вниз по падению, вследствие чего залежь постепенно сужается и уменьшается в объеме. Насыщенность нефтяной части пласта нефтью остается постоянной.

При гравитационном режиме зоной дренажа является вся площадь залежей, расположенная от эксплуатационных скважин выше по восстанию пласта. Таким образом, в разработке всякой изолированной нефтяной залежи можно выделить два периода эксплуатации: период режима растворенного газа и период гравитационного режима.

Количество нефти, добытой в течение второго периода эксплуатации, полностью зависит от угла падений пласта. Если пласты горизонтальные или слабонаклонные, дегазированная нефть практически вся остается в них вследствие капиллярного притяжения. Из крутопадающего пласта при благоприятных условиях (легкая нефть, высокая проницаемость пород) можно получить до 60% нефти от первоначального ее количества, но для этого потребуется очень много времени, потому что дебиты скважин очень малы.

4.4 Газоводонапорный режим и газонапорный, или режим газовой шапки

Встречаются залежи, в которых пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. В залежах этой категории имеются газовые шапки, которые могли образоваться только после полного насыщения нефти газом при данном пластовом давлении. Механизм вытеснения нефти в таких залежах характеризуется перемещением газированной нефти по пласту под влиянием поршневого действия на нефть свободного газа со стороны газовой шапки. Обычно в таких залежах имеет место напор краевых вод. В этих случаях водонефтяной контакт перемещается в сторону свода под влиянием напора пластовой воды. Размеры залежи уменьшаются вследствие сближения газонефтяного и водонефтяного контактов, и эксплуатация скважин сопровождается выделением газа из нефти в зоне влияния скважины. Выделяющийся из нефти газ обладает упругостью и ускоряет движение нефти из пласта к скважинам. Такой режим можно назвать газоводонапорным.

При правильной разработке залежи с газоводонапорным режимом, которая заключается в эксплуатации скважин с противодавлением на пласт при недопущении больших величин газового фактора, обеспечивается относительно высокий коэффициент нефтеизвлечения, равный 35--40%.

В залежах, в которых отсутствует напор краевых вод, но имеется газовая шапка значительных размеров, происходит вытеснение нефти вниз по падению пласта. Давление падает очень медленно. При правильной разработке залежи газовый фактор практически, остается постоянным. Добыча из пласта, имеющего газовую шапку, возрастает спокойно и, достигнув максимума, также спокойно падает. Такой режим работы пласта принято называть режимом газовой шапки, или газонапорным режимом.

Само собой разумеется, что при режиме газовой шапки и газоводонапорном режиме ни в коем случае нельзя добывать газ из газовой шапки. Это ведет, с одной стороны, к нерациональной растрате пластовой энергии, с другой -- к большой потере нефти на смачивание сухого песка нефтью при перемещении газонефтяного контакта в сторону свода.

При газонапорном режиме коэффициент извлечения нефти из пласта может достигнуть 30--40% от первоначального количества нефти, находящейся в пласте.

4.5 Упруго-замкнутый режим при аномально высоком пластовом давлении

Наблюдается в замкнутых резервуарах, в которых пластовое давление в 1,5--2 раза выше возможного гидростатического, наблюдаемого в залежах на этих глубинах под поверхностью. Источником пластовой энергии является упругое расширение нефти и сужение трещин под влиянием горного давления. В силу относительно небольшого количества подошвенной и законтурной вод эффект расширения воды не играет большой роли.

Такой режим наблюдается на Северном Кавказе в верхних меловых отложениях, представленных трещиноватыми известняками. Залежи нефти в меловых отложениях находятся на глубинах 3500--4500 м. Начальное пластовое давление бывает порядка 70--75 МПа. Давление насыщения -- около 30--35 МПа. По причине высокой проницаемости трещиноватых коллекторов расстояние между скважинами устанавливается порядка 2000-- 3000 м. Поэтому для разбуривания залежи требуется небольшое количество скважин. Залежи разбуриваются очень высокими темпами, в силу чего добыча нефти быстро растет. Максимальная годовая добыча наблюдается к моменту отбора 43--44% от извлекаемых запасов нефти при условии, если разработка залежи будет производиться при снижении пластового давления до давления насыщения. После достижения максимального уровня добычи наблюдается равномерное падение добычи нефти и одновременно довольно медленное нарастание добычи воды. После того, как пластовое давление упадет до давления насыщения, годовая добыча нефти начинает катастрофически резко падать. Упруго-замкнутый режим переходит в режим растворенного газа. Вода в добываемой жидкости исчезает. При такой смене режимов конечный коэффициент извлечения достигает 48--50%.

Восстановление давления путем закачки воды резко повышает добычу нефти почти до максимального уровня, на котором она удерживается только один год, после чего начинается довольно быстрое падение добычи нефти и такое же быстрое нарастание добычи воды. Коэффициент извлечения при таком режиме разработки высок -- порядка 70%.

5. Системы разработки нефтяных месторождений и отдельных залежей

5.1 Основные понятия и характеристики систем разработки

Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и управлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических проектных документах. Под эксплуатационным объектом понимается продуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений. По признаку последовательности ввода отдельных объектов в эксплуатационное разбуривание могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от другого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специальной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распространенной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки месторождений и в настоящее время не применяется.

Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений: а - по системе «сверху вниз», б - по системе «снизу вверх»

Система разработки «снизу вверх». Данная система заключается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).

Основные преимущества этой системы заключаются в следующем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного горизонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку скважины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) сокращается число аварий при бурении, связанных с уходом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.

4) значительно возрастают темпы освоения нефтяных месторождений;

Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделяются на поэтапную и одновременную (сплошную).

При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда первый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в случае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.

При одновременной системе разработки залежь охватывается заводнением одновременно по всей площади.

Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия, на пласт

Современному состоянию техники соответствует следующее деление методов разработки нефтяных залежей по признаку воздействия на пласт:

1) метод разработки без поддержания пластового давления;

2) метод поддержания давления путем закачки воды;

3) метод поддержания давления путем закачки газа или воздуха;

4) вакуум-процесс;

5) компрессорно-циркуляционный метод разработки конденсатных месторождений;

6) метод внутрипластового горения;

7) метод циклической закачки пара.

Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водонапорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт. В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обеспечить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапорном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов - 60 - 70%. Системы разработки с поддержанием пластового давления в свою очередь подразделяются на системы с законтурным, приконтурным и внутриконтурным воздействием.

Метод поддержания давления, при котором вода закачивается в законтурную область пласта, называется законтурным заводнением. Законтурное заводнение рационально применять при разработке относительно узких залежей (шириной не более 3--4 км), на которых размещается от трех до пяти рядов эксплуатационных скважин.

При разработке крупных залежей, когда закачка воды в законтурную область не сможет обеспечить заданных темпов добычи и охватить влиянием скважины, расположенные внутри залежи, целесообразно применять внутриконтурное заводнение. Раньше на заре развития методов поддержания давления путем закачки воды применяли поэтапную систему разработки, которая представляла собою ползущую систему разработки по восстанию или по падению. В том и другом случае образовывалась законсервированная часть залежи, что крайне нежелательно. Поэтому при разработке крупных залежей в настоящее время применяют внутриконтурное заводнение.

Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные. Внутриконтурное заводнение применяется также при разработке литологических залежей, границы которых определяются замещением песчаников глинами. В этих случаях воду закачивают по оси залежи. Такое заводнение называется внутриконтурным по оси. Если же закачка производится в центре литологически ограниченной залежи через одну скважину, заводнение называется очаговым. Практика показала эффективность такого заводнения литологических объектов, состоящих из большого числа линзообразных залежей. С течением времени при очаговом заводнении соседние эксплуатационные скважины начинают обводняться, и после полного обводнения их переводят под нагнетание воды. Постепенно очаговое заводнение превращается в центральное. Центральным называется заводнение, которое производится через три-четыре скважины, расположенные в центре залежи. Как правило, центральное заводнение через несколько скважин сразу в начале разработки на практике никогда не осуществляется. В практике разработки крупных залежей применяются одновременно законтурное, внутриконтурное по блокам и очаговое заводнения. При разработке крупных залежей нефти платформенного типа в Западной Сибири применяют рядные системы разработки. Разновидность их -- блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин.

Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин.

При большем числе рядов (семь--девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов. Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта.

Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пределах 400 - 600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах - в пределах 300 - 600 м.

При трехрядной системе залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на ряд поперечных полос шириною, равной четырехкратному расстоянию между рядами скважин. При пятирядной системе ширина полос равна шестикратному расстоянию между рядами. Эти системы разработки обеспечивают очень быстрое разбуривание залежей. При этих системах в начале разработки залежи не учитываются литологические особенности пласта. Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Пятиточечная обращенная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре - нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/1.

Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной обращенной системе разработки: 1 - условный контур нефтеносности, 2 и 3 - скважины соответственно нагентательные и добывающие

Семиточечная обращенная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная-- в центре. Соотношение 1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.

Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки: 1 - условный контур нефтеносности, 2 и 3 - скважины соответственно нагентательные и добывающие

Девятиточечная обращенная система (рис. 13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/3.

Рис. 13. Расположение скважин при девятиточечной обращенной системе разработки: 1 - условный контур нефтеносности, 2 и 3 - скважины соответственно нагентательные и добывающие

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жесткие», поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильно неоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большой гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. На рис. 14 показаны целики нефти в элементе пятиточечной системы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему. Помимо упомянутых известны следующие системы разработки: система с батарейным (кольцевым) расположением скважин (рис. 15), которую можно использовать в редких случаях в залежах круговой формы в плане; система при барьерном заводнении, применяемом при разработке нефтегазовых залежей; смешанные системы--комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.

Рис. 14. Элемент пятиточечной системы, трансформируемый в элемент девятиточечной системы расположения скважин: 1 - «четверть» основных добывающих скважин пятиточечного элемента (угловые скважины), 2 - целики нефти (застойные зоны), 3 - дополнительно пробуренные добывающие скважины (боковые скважины), 4 - заводненная область элемента, 5 - нагнетательная скважина

Рис. 15. Схема батарейного расположения скважин: 1 - нагнетательные скважины, 2 - условный контур нефтеносности, 3 и 4 - добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R1 и второй батареи радиусом R2

Кроме того, используют избирательное системы воздействия, применяемые для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы. В случае применения методов воздействия при разработке истощенных залежей их называют вторичными. Если они применяются с самого начала разработки залежи, их называют первичными. Вакуум-процесс является типичным вторичным способом и никогда не применяется с самого начала эксплуатации. Метод поддержания давления путем закачки газа обычно применяется в залежах, которые имеют газовую шапку. Поддержание давления путем закачки газа преследует цель поддерживать энергетические ресурсы пласта в процессе эксплуатации. Для этого с самого начала эксплуатации в сводовую часть структуры закачивают газ через нагнетательные скважины, расположенные вдоль длинной оси структуры. Кроме того, закачка газа иногда применяется при площадном вытеснении нефти газом (метод Мариэтта).

Термическое воздействие на пласт осуществляется путем закачки горячей воды в пласт через нагнетательные скважины. Закачка горячей воды применяется при заводнении пластов, содержащих сильно парафинистую нефть и имеющих температуру около 100° С. Закачка холодной, воды в такой пласт приводит к охлаждению пласта, к выпадению парафина, который закупоривает поры пласта. В том случае, когда воздействие на пласт по средствам закачки воды осуществляется после разработки залежи при режиме растворенного газа, можно выделить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом низкого давления, и на замещение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессирующего обводнения эксплуатационных скважин. К моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины все поровое пространство в пласте будет занято жидкой фазой, поэтому дальнейший процесс заводнения будет установившимся: количество добываемой в сутки жидкости будет равно суточному объему закачиваемой воды. Обобщение материалов, проведенное американскими исследователями, показало, что коэффициент извлечения нефти при режиме растворенного газа в среднем составляет 20% от геологических запасов. Применение площадного заводнения на последней стадии разработки увеличивает его до 40%. В то же время применение заводнения в самом начале разработки увеличивает коэффициент извлечения от 60 до 85%. Согласно расчетам американских специалистов, на месторождении Ист-Тексас ожидается конечная нефтеотдача порядка 80% от геологических запасов.