Методы подсчета запасов газа

При подсчете запасов газа различают свободный газ, т.е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (конденсатных) залежей, и газ, растворенный в нефти (попутный газ).

Подсчет запасов свободного газа

Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же

принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:

где Qг – начальные запасы газа (в стандартных условиях, Рст = 0,5 МПа,

Тст = 293 К);

F – площадь в пределах контура газоносности, м2;

h – эффективная газонасыщенная мощность (толщина), м;

Kn – коэффициент открытой пористости;

P0 – начальное пластовое давление в залежи, МПа;

ст P – среднее остаточное давление, МПа, в залежи после извлечения про-

мышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного

0,1 МПа;

ао и аст – поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-

Мариотта соответственно для давлений Р0 и Рст, равные 1/z, где z = PV/RT –

коэффициент сжимаемости газа, определяемый по пластовым пробам;

f – поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной

температуре: Тст/Тпл = 293 К/(273К + tm);

KГ – коэффициент газонасыщенности с учетом содержания связанной воды;

tm – пластовая температура.

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи . Считается, что для газовых залежей, работающих на газовом режиме, эта зависимость постоянна во времени, т. е. количество газа добываемого при снижении давления на 0,1 МПа постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:, где QГ1 и QГ2 — добытое суммарное количество газа соответственно на первую и вторую даты; р1 и рг — соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; — поправки на сжимаемость газа соответственно при давлениях

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти определяются при любом режиме по балансовым запасам нефти с учетом растворимости газа в нефти г0 при среднем начальном пластовом давлении или с учетом среднего начального (или текущего) газового фактора r.

Контрольные вопросы:

1.Что такое запасы?

2.Что такое балансовые и забалансовые запасы?

3.Определить категории С3, Д1 и Д2. Дать определение категории А,В,С1,С2.

4.На чем основан объемный метод?

5.На чем основан статистический метод?

6.В чем отличие объемных методов нефти и газа?

 

Занятие № 28

Тема 28. Рациональные системы разработки. Разработка отдельных залежей нефти

 

Рациональные системы разработки

Под системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуата­ции залежи и управлять им — определять расположение, число, порядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходи­мость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания (А. П. Крылов и др., 1962 г.).

Системы разработки должны быть рациональными, т. е. должны отвечать следующим основным требованиям: достижению максимально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточно высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторож­дений.

В нашей стране основным методом воздействия на пласт яв­ляется метод заводнения, внедренный в середине 40-х гг. на всех залежах нефти, не обладающих активным природным режимом дренирования.

Геологические факторы, определяющие выбор рациональной системы разработки

К важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся следующие (М. М. Иванова, 1976 г.): размеры и форма залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекто­ров, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти начальное пластовое давле­ние и разница между этим давлением и давлением насыщения.

Размеры и форма залежей определяют применение системы воздействия на пласт и выбор его вида. Небольшие по размерам залежи с проявлением в них естественного водонапорного или упруго-водонапорного режимов могут разрабатываться в условиях природных режимов. Залежи, большие по размерам, но с неболь­шой шириной (до 5—10 км), могут разрабатываться с применением законтурного заводнения. При разработке крупных залежей предусматриваются различные варианты внутриконтурного за­воднения.

Размеры водонефтяных зон влияют на размещение добыва­ющих скважин. Так, большие водонефтяные зоны «отрезаются» от чисто нефтяной части залежи, и в их пределах размещаются добывающие скважины.

Глубина расположения залежей сказывается на плотности сетки скважин и активности системы заводнения вследствие экономических соображений. Поэтому более редкие, чем следо­вало бы, сетки скважин сочетаются с более активными системами заводнения.

Тип коллекторов обусловливает выбор системы заводнения, темп разработки, подход к вскрытию пластов.

Проницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, вязкость пластовой нефти определяют вид заводнения и плотность сетки добывающих скважин. Чем ниже проницаемость, сложнее неоднородность и выше вязкость пластовой нефти, тем более активным должен быть вид заводнения и большей должна быть плотность сетки скважин.

В зависимости от разницы в величинах начального плас­тового давления и давления насыщения определяется время начала освоения заводнения. При небольшом их различии заводнение следует осуществлять с самого начала разработки за­лежи.

 

Основные геолого-технологические факторы, влияющие на величину коэффициента извлечения нефти из недр

 

Рациональные системы разработки предусматривают достиже­ние максимально возможного коэффициента извлечения нефти из недр при экономически целесообразном уровне затрат.

Различают конечный и текущий коэффициенты извлечения нефти. Конечный коэффициент определяется отношением величины извлекаемых запасов залежи к начальным балансовым, а теку­щий — отношением накопленной добычи к начальным балансовым запасам залежи.

На величину коэффициента извлечения нефти оказывают влияние в первую очередь степень вытеснения нефти из пласта водой, определяемая коэффициентом вытеснения и охват нефтяного пласта заводнением, определяемый коэффициентом охвата . В последнее время в формулу определения вводят в качестве сомножителя и коэффициент заводнения

 

Коэффициент вытеснения в значительной мере зависит от вели­чины отношения вязкости нефти к вязкости воды и степени однородности пласта. Чем меньше и однороднее пласт, тем выше коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения воз­растает с увеличением объемов прокачанной воды, однако увели­чение объемов прокачки ведет к возрастанию себестоимости нефти.

Под коэффициентом охвата понимают отношение объема за­лежи, охваченного разработкой, к объему всей залежи. Он зависит от проницаемости пласта и ее изменчивости, расчлененности, прерывистости, от потерь нефти в тупиковых зонах, неполноты вытеснения по мощности пласта, несовершенства системы раз­работки в части размещения скважин и плотности сетки скважин. Перечисленные выше геологические и технологические факторы способствуют потерям нефти после прохождения фронта воды в виде целиков в изолированных линзах и полулинзах, в тупико­вых зонах и зонах выклинивания и литолого-фациального замеще­ния, в прослоях с низкой проницаемостью. В зависимости от расположения скважин на участках геологически неоднородных могут образовываться застойные зоны. Целики потерь образуются и в промежутках между скважинами центрального ряда и нагнета­тельными скважинами разрезающих рядов.

Таким образом, мероприятия по воздействию на пласт должны быть направлены в первую очередь на увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, чтобы, в конечном счете, увеличить коэффи­циенты извлечения нефти.

 

Геологическое обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением

В настоящее время большинство залежей со значитель­ными запасами нефти разрабатываются с заводнением, обеспечи­вающим поддержание пластового давления.

Поддержание пластового давления осуществляется путем за­качки в пласт преимущественно воды. При этом залежь в соответствии с проектом разбуривается сеткой добывающих и нагнета­тельных скважин. В технологическом плане такая залежь пред­ставляет собой объект разработки. Одним объектом разработки будут являться и несколько продуктивных пластов, разрабатыва­емых одной сеткой скважин.

Вид заводнения на объекте разработки выбирается в зависи­мости от геологического строения продуктивного пласта в нефтя­ной и законтурных его частях, вязкости нефти и других ее свойств, естественного режима залежи и т. п.

Закачка воды производится в законтурную или приконтурную часть нефтяной залежи или непосредственно в нефтяную залежь. В зависимости от этого выделяют законтурное и внутриконтурное заводнение.

Система разработки с законтурным за­воднением. Основным условием успешного применения "Систем разработки с законтурным заводнением является наличие хорошей гидродинамической связи между нефтеносной и водо­носной частями пласта на контуре залежи. Обычно разработка с законтурным заводнением применяется для залежей нефти с естественным упруго-водонапорным режимом.

Добывающие скважины при системе разработки с законтурным заводнением располагаются рядами вдоль внутреннего контура нефтеносности, причем скважины каждого последующего ряда смещаются по отношению к скважинам предыдущего ряда на половину принятого расстояния между добывающими скважи­нами. Последний ряд скважин должен располагаться в самой повышенной части залежи (рис. 104, а).

При разработке пластовых сводовых залежей, приуроченных к асимметричным складкам, на пологом крыле размещается больше рядов добывающих скважин, чем на крутом (рис. 104, б). При разработке литологически экранированных залежей нагнетатель­ные скважины располагаются вдоль водонефтяного контакта (рис. 104, в).

Расстояние между скважинами в рядах принимается меньшим, чем расстояние между рядами. Этим обеспечивается более равно­мерное стягивание контура нефтеносности. В Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях применяют расстояния между скважинами 300—500 м, а между рядами 500—800 м. Нагнетательные скважины располагают в непосред­ственной близости от контура нефтеносности (200—300 м), а во многих случаях — прямо на внешнем контуре нефтеносности. Как правило, нагнетательные скважины бурятся вдоль всего контура.

Расстояния между нагнетательными скважинами при закон­турном заводнении обычно принимаются в 1,5—2 раза большими, чем расстояния между добывающими скважинами. Число нагне­тательных скважин, а, следовательно, и расстояния между ними могут быть рассчитаны в зависимости от необходимых объемов воды, подлежащих закачке, и приемистости скважин, объем воды, подлежащий закачке, определяется по объему в пластовых усло­виях жидкости, извлекаемой из пласта. Приемистость скважин устанавливается при их исследовании. При расчете необходимого объема воды для закачки следует учитывать ее отток в законтур­ную часть пласта. Величина оттока обычно принимается 10—20 %.

Нагнетательные скважины желательно смещать на половину расстояния между добывающими скважинами первого ряда. Это позволит обеспечить более равномерное продвижение контура нефтеносности.

Порядок разбуривания системы запроектированных добыва­ющих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении рекомендуется следующий. В первую очередь необходимо раз­бурить первый ряд добывающих скважин и не менее 50 % нагне­тательных скважин, затем следует бурить добывающие скважины второго, третьего рядов и оставшиеся нагнетательные скважины. Наиболее эффективно законтурное заводнение при трех-пяти рядах добывающих скважин, большее число рядов нецелесооб­разно, так как расположенные на значительном расстоянии добывающие скважины не будут испытывать должного эффекта от законтурного заводнения. Для быстрейшего вовлечения в раз­работку всей залежи следует применять дополнительное заводне­ние в разрезающие ряды нагнетательных скважин, что обеспечит равномерное воздействие нагнетаемой воды по всей залежи.

Система разработки с внутри контурным заводнением. К внутриконтурному заводнению относятся: закачка воды в разрезающие залежь ряды нагнетательных сква­жин приконтурное, площадное, очаговое заводнение.

Закачка воды в нагнетательные скважины, разрезающие за­лежь рядами, применяется при разработке крупных залежей нефти (рис. 105, а, б). При этом нагнетательные скважины раз­деляют крупные нефтяные залежи на эксплуатационные поля. Для каждого такого поля составляется свой проект разработки, определяющий систему расположения добывающих и нагнета­тельных скважин и уровень добычи нефти.

Ширина каждого эксплуатационного поля должна быть такой, чтобы на нем можно было расположить не более трех-пяти рядов добывающих скважин. Расстояние от первого ряда этих скважин до ряда нагнетательных скважин обычно принимается в 2 раза большим, чем между рядами добывающих скважин. На практике приняты расстояния между рядами добывающих скважин 400— 800 м, до нагнетательного ряда — 800—1600 м и между сква­жинами в добывающем ряду — 200—400 м. Расстояние между нагнетательными скважинами обычно принимается в 2 раза меньшим, так как закачивае­мая вода должна влиять на два эксплуатационных поля. Разбуривание зале­жи должно начинаться с рядов нагнетательных скважин. Затем бурятся ближайшие от них ряды добывающих скважин. В последнюю очередь бурит­ся центральный ряд сква­жин.

В начале разработки залежи нагнетательные скважины используются как добывающие. Это зна­чительно облегчает их освоение под нагнетание воды. Освоение скважин под нагнетание проводится через одну скважину, а из промежуточных скважин продолжается добыча нефти до подхода воды от соседней на­гнетательной скважины. После значительного обводнения про­межуточные скважины осваиваются под нагнетание. Такой поря­док нагнетательных скважин разрезающих рядов обеспечивает образование сплошного фронта воды вдоль разрезающего ряда.

Приконтурное заводнение применяется для сравнительно не­больших залежей, характеризующихся плохой связью водоносной и нефтяной частей пласта. Снижение проницаемости пласта в зоне водонефтяного контакта обусловливается литологической измен­чивостью пласта или физико-химическими процессами, происхо­дящими на контакте нефть — вода. В этих случаях для получения необходимого эффекта от закачки воды в пласт нагнетательные скважины следует располагать в зоне хороших коллекторов в нефтяной части пласта, вдоль контура нефтеносности (рис. 105, в). Первый ряд добывающих скважин обычно распо­лагается от ряда нагнетательных скважин на расстоянии, в 1,5— 2 раза превышающем расстояние между рядами добывающих скважин. Порядок разбуривания скважин при приконтурном заводнении тот же, что и при законтурном заводнении.

Площадное заводнение применяется для залежей нефти, при­уроченных к пластам, характеризующимся большой неоднород­ностью и имеющим низкие коллекторские свойства. При площад­ном заводнении скважины бурятся, но треугольной или квадратной геометрической сетке. В часть скважин, расположенных равно­мерно по всей площади, производится закачка воды; из остальных скважин осуществляется добыча нефти (рис. 106). Очаговое заводнение применяется для неоднородных пластов с целью регулирования процессов разработки. Обычно этот вид заводнения используют для повышения давления на участках, где слабо сказывается закачка воды от законтурных или раз­резающих рядов нагнетательных скважин. Под очаговые нагнета­тельные скважины выбираются высокопродуктивные добывающие скважины, вскрывшие более однородный пласт с лучшими коллекторскими свойствами в зоне, не подвергшейся влиянию за­качки воды. При закачке воды в такие скважины обеспечивается более быстрое восстановление давления на всем участке.

Геологическое обоснование методов повышения коэффициента извлечения нефти

Методы повышения коэффициента извлечения нефти приме­няются на залежах с высоковязкой нефтью. К их числу относятся термохимические методы (создание очага горения в пласте, за­качка горячей воды или пара), закачка углекислоты и поверхно­стно-активных веществ, закачка водогазовой смеси, пен, воды повышенной вязкости и др. Подавляющее большинство этих мето­дов направлено на снижение соотношения между вязкостью высоковязкой нефти и вязкостью пластовой воды,

Термохимические методы применяются для залежей с вязкой нефтью, залегающих на сравнительно неболь­шой глубине — до 1000—1500 м. Обычно их используют для пла­стов, уже находившихся в разработке под влиянием естественного малоактивного режима, обеспечивающего низкий коэффициент извлечения нефти. Термохимические методы дают возможность повысить его с 0,1—0,15 до 0,3—0,4 и более.

Термохимическое воздействие на пласт и призабойную зону скважин осуществляется следующими методами:

1) закачкой в пласт горячих агентов (пара и воды);

2) созданием внутрипластового движущегося очага горения
(ВДОГ).

При закачке в пласт горячей воды или пара прогревается призабойная зона и очищаются от парафина и других отложений отверстия фильтра скважин и поровые каналы в призабойной зоне. Кроме того, уменьшается вязкость нефти. Пар или воду для этих целей закачивают периодически. Обычно закачка проводится в течение 10—14 сут в остановленную добывающую скважину. Затем скважину закрывают на двое-трое суток, чтобы тепло рас­пространилось как можно дальше от ствола скважины в глубь пласта, после чего возобновляют ее эксплуатацию. Прогрев паром призабойной зоны увеличивает дебит скважины в несколько раз.

По мере остывания прогретой зоны пласта и повторного отло­жения в процессе эксплуатации парафиносмолистых веществ дебит скважины постепенно уменьшается, поэтому паротепловая обработка периодически повторяется. Для извлечения из пласта вязких нефтей применяется закачка пара в пласт через нагнетательные скважины. Этот метод с успехом испытан на Северном Сахалине, в Краснодарском крае и в других районах. Опытно-промышленные работы показали, что закачка пара дала возможность повысить коэффициент извлечения с 0,12 до 0,3—0,4. Нагнетание пара для вытеснения нефти из пласта может применяться при существующих парогенераторах для пластов, залегающих на глубине не более 700—1000 м.

Тепло для воздействия на пласт при методе извлечения нефти путем создания внутрипластового движущегося очага горения образуется за счет сжигания части пластовой нефти. На горение расходуется около 10—15 % нефти, первоначально содержащейся в пласте. Обычно сгорают наиболее тяжелые, менее ценные ком­поненты нефти.

Горение начинается в пласте при температуре 90—150 °С. До этой температуры призабойная зона пласта нагревается элек­трическим или газовоздушным нагревателем. После начала горе­ния температура быстро возрастает и после достижения 300— 500 °С нагреватели выключаются. Для поддержания очага горе­ния необходимо непрерывное нагнетание воздуха или другого кислородсодержащего агента.

Фронт горения постепенно перемещается от нагнетательной скважины к добывающей.

По опытным данным впутрипластовый движущийся очаг горе­ния позволяет существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Высокая эффективность процесса объясняется комплекс­ным воздействием на пласт теплового и динамического факторов: влияния испарения легких фракций нефти и воздействия пара, образованного из пластовой воды и воды, полученной в результате горения.

Закачка углекислоты - как показали результаты лабораторных исследований, вязкость нефти при закачке угле­кислоты может снизиться в 10 раз. Добавка углекислоты в нагне­тательную скважину на небольшом месторождении Вашингтон (США, штат Оклахома) увеличила ее приемистость в 8 раз, а теку­щую нефтеотдачу — на 30 % по сравнению с этими показателями при применении методов обычного заводнения.

Закачка поверхностно-активных ве­ществ (ПАВ) — сущность метода заключается в снижении этими веществами поверхностного натяжения на границе нефть — вода, вода — порода, что способствует повышению скорости вы­теснения и увеличению коэффициента вытеснения. У нас в стране работы по промышленному применению ПАВ проводятся на ряде месторождений высоковязкой нефти.

Закачка водогазовой смеси, пен и воды повышенной вязкости направлена на снижение фазо­вой проницаемости для воды в высокообводненных зонах и пропластках, в которых произошел прорыв нагнетаемой воды. Тем самым повышается коэффициент вытеснения. Последний может быть повышен, если увеличить вязкость нагнетаемой воды путем добавления в нее гелей, действующих как загустители.

 

Контрольные вопросы:

1.Какие существуют геологические факторы, определяющие выбор рациональной разработки залежей?

2.Что такое законтурное заводнение?

3.Что такое внутриконтурное заводнение?

4.Приконтурное заводнение

5.Термохимические методы

6.Закачка углекислоты

7.Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ)

8.Закачка водогазовой смеси, пен и воды повышенной вязкости

 

Занятие № 29

Тема 29. Геологическое обоснование способов интенсификации работы сква­жин. Шахтный способ разработки

 

Геологическое обоснование способов интенсификации работы скважин

Солянокислотная обработка применяется для продуктивных пластов, сложенных карбонатными породами, с целью повышения их проницаемости. В результате солянокислотной обработки дебиты нефтяных и газовых скважин значи­тельно увеличиваются. Наиболее эффективна солянокислотная обработка в начальный период работы скважин. При этом сква­жины переходят на фонтанирование, и дебиты увеличиваются в несколько раз. Рекомендуется солянокислотную обработку проводить под высоким давлением, обеспечивающим гидроразрыв пласта. Высокое давление не только обеспечивает глубокое про­никновение кислоты в пласт, но и снижает скорость реакции ее с породой. В связи с этим в пласт на большое расстояние от сква­жины проникает активная кислота, еще не полностью прореаги­ровавшая с породой. Это дает возможность увеличить проница­емость пласта в значительно большей зоне. Для пластов с низкой проницаемостью соляную кислоту рекомендуется подогревать. Горячая кислота становится более активной и в первую очередь реагирует с породами призабойной зоны, чем обеспечивается ее проникновение в пласт.

Термокислотная обработка обеспечивает по­вышение температуры на забое скважины в результате реакции части соляной кислоты с едким натром или металлическим магнием (алюминием), спущенным на забой скважины перед закачкой кислоты. Другая часть соляной кислоты реагирует с породой уже в условиях повышенной температуры. Термокислотную обработку рекомендуется применять для истощенных пластов, подвергав­шихся многократной кислотной обработке, для повышения ин­тенсивности реакции, а также для подогрева призабойной зоны и удаления из нее парафина, смол и т. п.

Пескоструйная перфорация применяется, дли повышения дебита добывающих скважин и для увеличения при­емистости нагнетательных скважин. В необходимых случаях пескоструйную перфорацию следует применять при освоении разведочных скважин для пластов с плохими коллекторскими свойствами. При пескоструйной перфорации разрушение стенок колонны, цементного кольца и породы пласта производится струей воды с песком через отверстия малого диаметра под высоким давлением. Закачка песка с водой под большим давлением осу­ществляется цементировочными агрегатами.

Гидроразрыв пласта осуществляется при низких и средних коллекторских свойствах продуктивных пластов как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. Гидроразрыв пласта основан на создании трещин в пласте давлением, превыша­ющим горное. Такое высокое давление достигается цементировоч­ными агрегатами путем подачи в скважину воды или промывочной жидкости и временным уменьшением приемистости скважины. Последнее обеспечивается закачиванием в скважину и подачей к пласту в необходимых объемах вязкой жидкости. Для этой цели применяют тяжелую вязкую нефть, нефтекислотную эмульсию и другие вязкие жидкости. Для карбонатных пород рекомен­дуется использовать эмульсию нефти с соляной кислотой, так как проникающая в пласт кислота одновременно осуществляет обра­ботку призабойной зоны. Для сохранения открытых трещин после разрыва в пласт закачивается жидкость с песком. Песок запол­няет трещины разрыва и препятствует их сжиманию. В карбо­натных пластах, если гидроразрыв производится эмульсией нефти с соляной кислотой, песок в пласт можно не закачивать

Шахтный способ разработки

Для шахтной разработки выбирают залежи вязких нефтей с небольшим количеством растворенного газа.

 

На практике получили применение две системы шахтной раз­работки: дренирование нефтяного пласта галереями, пройденными непосредственно по пласту, и скважинами, пробуренными из горизонтальных выработок, расположенных ниже подошвы неф­тяного пласта.

Первый способ осуществлен на нефтяном месторождении Пешельброни (Эльзас). На этом месторождении нефть из пласта поступала в галереи по стенкам, кровле и подошве выработок, затем по канавкам стекала в зумпф шахты. Нефтеотдача после применения шахтной разработки повысилась с 0,17 до 0,60.

Второй способ шахтной разработки осуществлен на Ярегском месторождении в республике Коми, где нефть из пласта дренируется при помощи сетки наклонных скважин, пробуренных из камер, расположенных на 30—35 м ниже подошвы нефтяного пласта. Камеры проходились со штреков. Нефть собирается в подземных емкостях, а затем откачивается на поверхность.

При второй системе значительно сокращается объем горных работ и во многом улучшаются условия труда нефтяников.

 

 

Геологические особенности разработки газовых месторождений

Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспреде­ляется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения.

При размещении скважин необходимо учитывать режим за­лежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендуется закладывать рядами параллельно контуру газонос­ности. В случае запечатанных залежей, а также массивных до­бывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пластах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке.

Расстояния между скважинами при разработке газовых место­рождений применяются СНГ от 400 до 2500 м, а в США от 150 до 1000 м. При разработке неоднородных газоносных пластов должна проектироваться большая плотность добывающих сква­жин.

При разработке газовых залежей скважины обычно эксплу­атируют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возникает необходимость ограничения отбора, например при не­устойчивых породах пласта-коллектора, когда при больших от­борах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при наличии высоконапорных краевых вод.) Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и с условиями транспорти­ровки. При необходимости подачи газа в магистральные газо­проводы без компрессорных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4—5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно может быть значительно меньшим.

Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с про­мышленными запасами, следует производить после выработки нефти из оторочки.

В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной оторочки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта снижалось одинаково. При несоблюдении этого правила начнется перемещение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи. По той же причине не рекомендуется до выработки основной части нефти добывать газ из газовых шапок.

Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Отдельные пласты группируют в объекты разработки.

Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопро­тивления в эксплуатационной колонне и увеличения дебитов реко­мендуется больший диаметр скважин.

Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие угле­водороды, называются газоконденсатными. Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке газоконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидким фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержанием давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давлении и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15—20 % превышающего давление на устьях скважин, и под этим давлением через нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90 % конденсата.

Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддер­жания пластового давления, то на первой стадии их разработки следует ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было не ниже давле­ния максимальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может достигать 75 %.

Особенности проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей и требования к изученности их геологической основы

У нас в стране применяется двухстадийное проектирование разработки (М. И. Максимов, 1975 г.). Выбор системы разработки осуществляется при составлении технологической схемы разра­ботки исходя из геологических и технико-экономических показа­телей, полученных несколькими вариантами расчетным путем. Так как технологическая схема составляется по данным лишь разведочных скважин, не исключено, что в процессе разбуривания добывающими и нагнетательными скважинами может существенно измениться первоначальное представление о строении продуктив­ного пласта. Поэтому с учетом данных первого периода эксплу­атации составляется комплексный проект разработки.

Задача технологической схемы состоит в том, чтобы по данным разведочных работ и опытной эксплуатации наметить схему раз­работки, местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин, определить уровень отборов, а также основные техно­логические показатели разработки по годам (изменение фонда скважин, добыча нефти, газа, конденсата, воды и др.).

Для крупных нефтяных месторождений, содержащих не­сколько объектов или один крупный с предполагаемым разделе­нием его на несколько площадей разработки, первоначально составляется генеральная (принципиальная) схема разработки. Для составления генеральной схемы разработки многопластового месторождения необходимо наиболее полно изучить основной базисный горизонт. По этому горизонту обязательно проведение опытной эксплуатации, а по остальным продуктивным горизон­там — установление их промышленной ценности.

Для составления геологической части проекта разработки необходимо достоверное знание формы и размеров залежи, положения контактов, изменения мощности, коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов, свойств нефти и газа и сопутствующих компонентов, продуктивности горизонтов по данным эксплуатации, режима работы, залежи и гидрогеологи­ческих условий. На основе этих данных устанавливаются уровень добычи по годам и объем работ и капиталовложений на обустрой­ство промыслов.

В связи с тем, что основной объем информации в процессе эксплуатационного разбуривания постоянно меняется, особенно на залежах с резкой геологической неоднородностью, необходимо постоянно уточнять геологическое строение продуктивного пласта путем учета новых данных о мощности и коллекторских свойствах пласта, нефтегазонасыщенности и других параметрах и путем проведения гидропрослушивания. Это позволит постоянно вносить в принятый проект уточнения, которые иногда могут оказаться столь существенными, что потребуют внесения изменений в си­стему разработки: разукрупнения объектов, изменения плотности сетки скважин, применения очагового заводнения и т.п.

Контрольные вопросы:

1. Солянокислотная обработка

2. Термокислотная обработка

3. Пескоструйная перфорация

4. Гидроразрыв пласта

5. Второй способ шахтной разработки

6. Какие существуют способы интенсификации работы скважин?

7. В каких породах лучше всего проводить кислотную обработку скважин?

8. Что такое метод ВДОГ?

9. Что такое гидропрослушивание?

10. С помощью чего осуществляется закачка воды с песком в скважину?

 

Занятие № 30

Тема 30. Общие сведения об исследовании скважин.

Стадии процесса разработки нефтяных залежей

Процесс разработки нефтяной залежи характеризуется непре­рывным изменением всех технологических показателей: уровня добычи нефти, жидкости, фонда добывающих скважин, пластового давления, объемов нагнетаемой воды и т. п. При этом каждая залежь в процессе всего срока разработки переживает несколько стадий, которые в зависимости от геологического строения пласта, вязкости нефти и условий разработки характеризуются прису­щими им особенностями изменения технологических и технико-экономических показателей.

Группа авторов Министерства нефтяной промышленности пред­ложила по динамике добычи нефти выделять четыре стадии раз­работки (М. М. Иванова, 1976 г.).

I стадия — освоение эксплуатационного объекта — характе­ризуется ростом добычи нефти при небольшой ее обводненности. На первой стадии разбуривается весь основной фонд скважин.

II стадия — поддержание достигнутого наибольшего уровня
добычи нефти — отличается относительно стабильным высоким уровнем добычи при фонтанном способе, ростом обводненности к концу периода и переходом на механизированный способ экс­плуатации скважин.

В III стадию — значительного снижения добычи нефти — резко возрастает обводненность продукции, снижается годовая добыча, значительная часть скважин выбывает из действующего фонда, почти весь фонд скважин эксплуатируется механизирован­ным способом. II и III стадии выделяют