Системы разработки и геологические данные для их проектирования

 

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязаннымимежду собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости – о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, проницаемости и др.).

Количественными значениями характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте-, газонасыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте-, газонасыщенная толщина, толщина проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объектам в целом и по его частям, изучаемым на разных уровнях.

К группе параметров с количественными значениями относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; неоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти, -газаагентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирования, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи – чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, газоводяной. В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим. На основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

 

Эксплуатационные объекты

 

Эксплуатационным объектом называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических и экономических условий для совместной разработки одной серией добывающих скважин.

Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов, следует называть многопластовым эксплуатационным объектом .

Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

Анализ материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов в нашей стране, а также в целом ряде зарубежных стран, позволяет сделать вывод, что при их выделении следует учитывать пять групп факторов:

1) геолого-промысловые;

2) гидродинамические;

3) технические;

4) технологические;

Экономические.

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.

Геолого-промысловые факторы. Из этой группы учитываются следующие:

· возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;

· литологическая характеристика продуктивных пластов;

· общая, эффективная и нефтенасыщенная толщина продуктивных пластов;

· коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным;

· результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;

· физико-химические свойства нефти, газа и воды;

· толщина промежуточных толщ между продуктивными пластами, толщина покрышек;

· методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;

· запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;

· первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения;

· гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

Гидродинамические факторы. Гидродинамические расчеты при выделении ЭО применяются для решения ряда задач, важнейшими из которых являются:

· установление годовой добычи по залежи каждого пласта:

· определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;

· установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;

· оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;

· расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;

· определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения;

· нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

Технические факторы.

1) способ и технические возможности эксплуатации. Не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различным способом эксплуатации;

2) выбор диаметра эксплуатационных колонн;

3) выбор диаметра НКТ и т.д.

Технологические факторы.

1) выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатации.

2) выбор метода поддержания пластового давления.

3) возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи.

Таким образом, выделение эксплуатационных объектов разработки является оптимизационной задачей и ее обычно решают в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки. На втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

При выделении объектов разработки, состоящих из нескольких пластов, необходимо, чтобы выполнялись следующие геологические требования:

· объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопределяет их расположение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д.

· природные режимы пластов должны быть одинаковыми;

· пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов во избежание различий в характере перемещения жидкости в пластах с разной структурой пустотного пространства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин и т.д.;

· желательно, чтобы пласты мало различались по проницаемости и неоднородности, что способствует приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех пластов при общем забойном давлении;

· между выделяемыми эксплуатационными объектами должны быть надежные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами;

· вязкость нефти в пластовых условиях должна быть в объединяемых пластах одинаковой, что обеспечивает общие закономерности процесса вытеснения нефти;

· нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества во избежание смеси нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки (например, нельзя объединять пласты с сернистой и бессернистой нефтью);

· эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин.

Для некоторых месторождений учета геологических требований оказывается достаточно для решения вопроса о выделении объектов разработки. В случаях, когда этого недостаточно, выполняют второй этап исследований:

· оценку динамики годовых технологических показателей разработки для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов – по каждому объекту в отдельности и по месторождению в целом;

· оценку общего количества скважин, добычи нефти и объемов отбираемой воды;

· расчет по вариантам экономических показателей – в соответствии с требованиями рыночной экономики;

· выбор варианта с максимальными показателями годовой добычи нефти по месторождению при наибольшем экономическом эффекте и лучшем использовании недр.

Показателем, характеризующим технологический эффект, возникающий в результате объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации, может быть принят коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько пластов совместно К_{пр.совм}, который интегрально характеризует условия эксплуатации данной скважины.

В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов различных нефтяных месторождений было замечено, что среднее значение коэффициентов продуктивности скважины К_{пр.совм}, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т.е.

,

где – среднее значение коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих только i-й пласт (i=1,2,...,n); n – число пластов, объединенных в эксплуатационный объект.

Причинами снижения коэффициента продуктивности К_{пр.совм} являются:

· нелинейный характер фильтрации жидкости;

· характер работы различного типа подъемников и потерь нефти за счет гидравлических сопротивлений;

· взаимовлияние пластов, обусловленное распределением давления по объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геолого-промысловых признаков по площади и по разрезу пластов.

Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации пластов К_{пр.совм} будет тем меньше, чем больше пластов объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов.

На выбор оптимального варианта выделения объекта заметное влияние может оказывать глубина залегания продуктивных пластов. Поскольку при большой глубине резко возрастает стоимость бурения скважин, оптимальному варианту при большой глубине может соответствовать меньшее количество выделяемых объектов.

Если раньше часто принимались решения о выделении эксплуатационных объектов с суммарной нефтенасыщенной толщиной до 40 – 50 м и более, содержащих до 5 – 10 и более пластов различной толщины, то в настоящее время обычно выделяют объекты с толщиной не более 20 – 30 м и с меньшим количеством пластов.

При разработке многопластового месторождения проектные решения по системам разработки каждого из эксплуатационных объектов должны приниматься с учетом наличия других объектов. Так, при сравнительно небольшой разнице в глубинах залегания пластов проектные скважины всех объектов целесообразно бурить до подошвы самого нижнего пласта. Это дает возможность на поздних стадиях разработки переводить обводнившиеся скважины одного объекта на другой и таким образом улучшить их выработку.

При проектировании систем разработки соседних по разрезу объектов необходимо принимать во внимание, что наличие между ними непроницаемого раздела не исключает случаев перетока жидкости между объектами на локальных участках, где этот раздел отсутствует, а также по заколонному пространству скважин с некачественным цементированием. Перетоки наиболее возможны на участках, где между соседними объектами создаются большие перепады давления. Для предотвращения перетоков рекомендуется располагать территориально в одних местах ряды нагнетательных и ряды добывающих скважин соседних объектов.

При выделении в разрезе месторождения двух или нескольких эксплуатационных объектов в проектном документе устанавливают последовательность их освоения. Следует различать три возможные ситуации в зависимости от сравнительной продуктивности объектов.

1. В условиях примерной равноценности объектов целесообразно осуществлять их одновременное разбуривание и освоение. Это устраняет необходимость неоднократного перемещения буровых мощностей по площади месторождения.

2. При значительной разнице продуктивности объектов, но при условии, что разработка малопродуктивных объектов самостоятельной серией скважин тем не менее рентабельна, возможно последовательное освоение объектов, начиная с наиболее продуктивного.

З. Высокоэкономичным путем разработки эксплуатационных объектов с разной продуктивностью может быть применение метода одновременно-раздельной эксплуатации объектов в скважинах. Метод предусматривает бурение на два (возможно, и на три) объекта единой серии скважин и установку во всех нагнетательных и добывающих скважинах специального оборудования, которое обеспечивает раздельную эксплуатацию объектов, учет добываемой продукции и нагнетаемой воды каждого объекта при забойных давлениях, соответствующих их продуктивности и приемистости.