Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений - файл n1.doc

Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений
скачать (10302.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc10303kb.21.10.2012 19:07скачать

n1.doc

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   36
ГП «Роснефть»

В. Е. Гавура

ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Москва

Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности 1995

УДК 553.98:б22.276.1/.4

Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторожде­ний.— М.: ВНИИОЭНГ, 1995— 496 с. 15ВМ 5-88595-022-9

Рассмотрены системы разработки нефтяных месторождений с заводнением. Показано развитие систем заводнения: нестационарное, циклическое, изменение направлений фильтрационных потоков.

Изложены современные представления об оптимизации плотности сетки скважин на разных стадиях проектирования разработки нефтяных и газонефтя­ных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других регионов.

Рассмотрены различные методы и системы разработки газонефтяных зале­жей, применяемые на месторождениях Северного Кавказа, Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Показано развитие методов анализа и проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на основе создания новой системы управления процессами разработки, базирующейся на построении и постоянном уточнении геолого-математической модели продуктивных пластов.

Особое внимание уделено вопросам вскрытия продуктивных пластов и ос­воения скважин, развитию методов проектирования разработки, эффективности разработки карбонатных коллекторов, контролю за разработкой с применением методов дебитометрирования скважин, фотокалориметрии нефтей и термометрии скважин.

Рассмотрены также методы разработки карбонатных коллекторов, повыше­ния нефтеотдачи и новые технологии, нашедшие широкое применение на место­рождениях России. Показана их эффективность.

Значительное внимание уделено рассмотрению поздней стадии разработки на примере месторождений Татарстана, Башкортостана и Самарской области и других регионов. Определены пути совершенствования разработки на заключи­тельной стадии.

Книга рассчитана на специалистов, занимающихся разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений.

Илл. 170, табл. 86, библиограф. 96 назв.

15ВN 5-88595-022-9

25 03 01 04 00—4222 г Л 59(03)-95————бе3 объявл-

© В. Е. Гавура, 1995

Светлой памяти отца моего Гавуры Евдокима Романовича посвящаю эту книгу

ВВЕДЕНИЕ

Развитие нефтяной промышленности России в последние годы происходило на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано с значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений и их высоким обвод­нением, а также открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к коллекторам с высо­кой геологической неоднородностью, карбонатным породам со сложным характером пустотного пространства, газонефтяным залежам, залежам с высоковязкими нефтями и аномальными условиями залегания.

Все устойчивее проявляет себя тенденция увеличения доли запа­сов нефти в низкопроницаемых коллекторах (с 29% в 1980 г. до 75% в 1993 г.) с неблагоприятными геолого-геофизическими условиями ее извлечения и на месторождениях, расположенных на труднодоступных территориях, требующих существенного увеличения капитальных вло­жений на их освоение, а также применения новых технологий и техни­ческих средств.

Другой особенностью современного этапа является все возрастаю­щий объем запасов, находящихся на поздней стадии разработки, с рез­ким изменением их структуры. Выработанность активных запасов до­стигла величины 65,5%, трудноизвлекаемых — 23%.

Более того, значительные ресурсы углеводородного сырья рассре­доточены на отдаленных от промышленных центров труднодоступных территориях страны с экстремальными природно-климатическими усло­виями, с высокой экологической восприимчивостью к технологическому воздействию, включая континентальный шельф.

Кроме того, экономические трудности привели к сокращению раз­ведочного и эксплуатационного бурения, объемов прироста запасов нефти, ввода новых нефтяных месторождений в промышленную разра­ботку, к образованию значительного фонда бездействующих скважин.

Однако несмотря на трудности, возникшие в нефтяной отрасли, сырьевая база России при развитии поисково-разведочных работ и вво­де в промышленную разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами даст возможность на длительный период сохранить стабиль­ный уровень добычи нефти, обеспечивающий потребности страны.

Основными регионами ускоренного воспроизводства сырьевой базы являются Западная и Восточная Сибирь с Республикой Саха, Тимано-Печорская провинция, наиболее крупные по запасам и ресурсам пло­щади Арктического и Дальневосточного шельфа, перспективной также является Российская часть Прикаспийской впадины.

Одной из важнейших особенностей развития нефтяной промышленно­сти страны в последние четыре десятилетия явилось широкое внедре­ние современных высокоэффективных технологий и систем разработки, основанных на применении искусственного воздействия на пласты пу­тем заводнения. По мере накопления опыта методы, технологии и систе­мы разработки месторождений постоянно развивались и совершенство­вались. Для конкретных геолого-физических условий нефтяных и газо­нефтяных месторождений были созданы различные модификации систем заводнения—линейные, площадные, избирательные. Получили примене­ние блоковые системы воздействия, нашедшие распространение на мес­торождениях Самарской, Оренбургской и Пермской областей, Татарста­на, Башкортостана, Удмуртии, а затем получившие развитие на место­рождениях Западной Сибири.

Нашли распространение на низкопроницаемых коллекторах Запад­ной Сибири площадные системы, а блоковые системы на многих место­рождениях Тюменской области преобразованы в блочно-квадратные;

на газонефтяных залежах внедрено барьерное заводнение.

Основой для составления технологических документов является геологическая модель продуктивного объекта.

Кроме послойной корреляции разреза, позволяющей решать ряд вопросов, связанных с выделением зон замещения или выклинивания прослоев в различных плоскостях важным является получение про­странственной картины строения продуктивного пласта.

В этой связи возникла необходимость в объемной корреляции про­дуктивных пластов, включающей в себя и общую, и зональную и по­слойную корреляцию с привлечением всей информации, полученной по петрофизическим, гидродинамическим, гидрогеологическим, физико-хи­мическим методам исследования, а также с использованием высокоточ­ной термометрии и дебитометрии скважин.

Все эти материалы позволяют строить блок-схемы, причем привле­каются данные осадконакопления, обработки керна, промыслово-геофи-зический материал и данные гидропрослушивания скважин.

Работы, выполняемые в настоящее время с привлечением метода томографии пластов, позволят в динамике показывать текущую нефте-насыщенность по площади и объему продуктивного объекта, т. е. осу­ществлять межскважинное прозвучивание.

Блок схемы, построенные по ряду месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами, позволили проводить изучение слоистой и зональной геологической неоднородности и (пластов, литологической связности отдельных прослоев, решать многочисленные вопросы по изучению выработанности продуктивных пластов, подъема ВНК. и про­движения фронта закачиваемой воды.

Разбуривание оставшихся целиков нефти и зон, не охваченных дре­нированием на разрабатываемых месторождениях в старых нефтедобы­вающих районах, а также вовлечение в промышленную разработку ме­сторождений с низкопроницаемыми коллекторами в Западной Сибири с особой остротой поднимают проблемы вскрытия и освоения продук­тивных пластов.

Этим проблемам посвящен фактический материал, полученный при разбуривании месторождений Поволжья и Тюменской области.

Выработка активных запасов нефти, в основном, разрабатываемых на месторождениях с заводнением, превысила 65%; вместе с нефтью добывается огромное количество воды, обводненность по отрасли до­стигла 81%, а по отдельным регионам превысила 90%.

Несмотря на высокую выработанность запасов и значительную об­водненность продукции объемы добычи нефти из высокопродуктивных месторождений довольно значительны.

В этой связи проблема рациональной разработки заводненных месторождений, находящихся в III и IV заключительных стадиях, пре­вратилась в одну из самых актуальных задач, от решения которой зависит стабилизация добычи нефти по отдельным месторождениям, либо замедление темпов ее падения. Поэтому доразработка заводненных месторождений требует реше­ния целого ряда технологических и технико-экономических проблем.

Вопросы совершенствования проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений всегда являлись важнейшими, от их решения зависела эффективность разработки.

Рассмотренный опыт проектирования позволяет утверждать, что методы составления технологических документов основаны на послед­них достижениях теории и практики, учитывают отечественный и зару­бежный опыт.

Одним из направлений научно-технического прогресса в решении вопросов анализа и проектирования является создание программно-ап­паратного комплекса для управления процессом разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Этот комплекс, имеющий в своей осно­ве постоянно действующие геолого-математические модели, созданные для реальных объектов, будет решать задачи как по анализу, так и по проектированию разработки месторождений с традиционными и новы­ми методами, задачи оптимизации систем разработки.

В этой связи опыт длительно разрабатываемых месторождений Са­марской области и других регионов представляет определенный инте­рес.

В этих условиях для повышения эффективности систем заводне-ния особо важное место в последние годы занимает одна из разновид­ностей поддержания пластового давления — нестационарное заводне-ние, позволяющее повысить охват пластов воздействием, нашедшее развитие в Урало-Поволжье, на Северном Кавказе и в Западной Си­бири.

Совершенствование циклического метода воздействия и метода изменения направления фильтрационных потоков и комплексирования их с физико-химическими методами позволит повысить эффективность разработки месторождений в начальной и поздней стадии.

Особое значение приобретают проблемы повышения эффективно­сти разработки месторождений и создание новых систем разработки, учитывающих качественную характеристику запасов нефти. Здесь сле­дует отметить месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, при­уроченными к низкопроницаемым коллекторам, газонефтяным залежам с обширными подгазовьши зонами, высоковязким нефтям, залежам, за­легающим на больших глубинах и с аномальными свойствами нефтей.

В связи с ухудшением качественной структуры сырьевой базы дальнейшее развитие получат методы повышения нефтеотдачи пластов и новые технологии, которые приобретают стратегическое значение для будущего развития народного хозяйства России.

Все большее значение в последние годы приобретают месторожде­ния с карбонатными коллекторами, особенности разработки которых требуют специфических решений.

Анализ разработки карбонатных коллекторов месторождений Са­марской области позволил выявить ряд особенностей выработки запа­сов, дал возможность определить эффективность нестационарного за-воднения. Установлено, что эти коллекторы в отличие от терригенных имеют значительно меньшую нефтеотдачу.

Исследование скважин путем закачки трассирующих индикаторов, методами дебитометрирования, термометрии и фотоколориметрии неф­тей позволили наметить пути решения ряда проблем, связанных с выде­лением объектов разработки, определением текущей выработки запа­сов, контролем за подъемом водонефтяного контакта и др.

В этой связи 40-летний опыт разработки нефтяных месторождений Самарской области, и в том числе такого крупного как Кулешовское, играет важную роль при проектировании разработки месторождений с

карбонатными коллекторами в Восточной Сибири и в других регионах страны.

Выбор оптимальной плотности сетки скважин является одним из центральных вопросов теории и практики разработки нефтяных и газо­нефтяных месторождений и имеет исключительно важное значение.

Роль и влияние основных природных и технологических факторов на процесс разработки и нефтеотдачу пластов огромны. Результаты опытно-промышленных экспериментов по оценке влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу по Покровскому, Бавлинскому и Ново-Хазинскому участку Арланского месторождения показали, что в реаль­ных неоднородных пластах оптимизация плотности сетки обеспечивает вовлечение в активную разработку недренируемых и слабодренируемых зон пласта, оказывая существенное влияние на коэффициент извлече­ния нефти. Выбор оптимальных сеток скважин требует наличия ин­формационных систем с современным компьютерным обеспечением, а также создания постоянно действующих моделей разработки место­рождений, с помощью которых можно выявить слабодренируемые и застойные зоны продуктивных пластов и определить пути вовлечения их в активную разработку.

Все большую роль в развитии нефтедобычи приобретают газонеф­тяные месторождения, запасы нефти которых заключены в обширных и низкопродуктивных подгазовых зонах с незначительной нефтенасы-щенной толщиной продуктивных пластов.

В настоящее время введены в промышленную разработку, в основ­ном, запасы нефти, сосредоточенные в пластах с достаточно высокими толщиной и проницаемостью (Самотлорское, Варьеганское, Федоров­ское, Лянторское и др.). Запасы нефти, находящиеся в пластах с низ­кой проницаемостью и сосредоточенные в узких нефтяных оторочках, за исключением экспериментальных участков, практически не разраба­тываются. С учетом геологического строения и условий залегания флюидов на введенных в разработку газонефтяных залежах для «отсе­чения» газовой шапки от подгазовой зоны и подгазовой зоны от чисто-нефтяной в различных модификациях применяется барьерное заводне-ние.

При этом, для выработки запасов подгазовой зоны, «отсеченной» барьерными рядами нагнетательных скважин, в высокопродуктивных пластах, как правило, применяются блочные трехрядные системы (Са­мотлорское, Варьеганское месторождения), в низкопродуктивных— площадные системы заводнения (Быстринское и Лянторское месторож­дения).

Применяемые системы разработки, как показал анализ, являются достаточно эффективными: темп отбора нефти при прочих равных условиях сопоставим с темпом по чистонефтяным залежам, нефтеотда-ча при преобладании газовой фазы оценивается в среднем около 20%, при преобладании нефтяной фазы она достигает 37% и более.

Имеется довольно богатый опыт разработки газонефтяных зале­жей Нижнего Поволжья, таких как Жирновское, Бахметьевское, Ко-робковское, Кудиновское и др. Газонефтяные залежи отмеченных ме­сторождений находятся на четвертой стадии разработки, т. е. имеется возможность оценить конечную нефтеотдачу.

Наиболее эффективными оказались системы с применением барь­ерного и внутриконтурного заводнений. Закачка воды в барьерный или внутренний ряд скважин позволила изолировать газонасыщенную часть пласта от нефтенасыщенной и осуществить их самостоятельную разра­ботку. Вследствие этого улучшились условия выработки запасов в под-газовой зоне, существенно возросли дебиты скважин, темп отбора неф­ти и газа, конечная нефтеотдача.

Особо важное значение для решения проблем оптимизации разра­ботки газонефтяных залежей имеют опытно-промышленные работы и эксперименты на отдельных участках с аномальными пластовыми условиями, целью которых являлось выяснение возможности интенсифика­ции отбора нефти из малопродуктивных обширных подгазовых зон пу­тем заводнения, отработки методов контроля и регулирования процес­са разработки.

При изложении всех перечисленных вопросов широко использовал­ся опыт разработки нефтяных месторождений России и в первую оче­редь Тюменской, Самарской и Оренбургской областей, Татарстана и Башкортостана.

При подготовке отдельных вопросов, излагаемых в книге, были ис­пользованы опубликованные материалы, выполненные автором совмест­но с Б. Ф. Сазоновым, В. И. Колгановым, В. С. Ковалёвым, К. Б. Аши-ровым, А. И. Губановым, Л. Г. Югиным, И. Л. Ханиным, П. А. Палием, М. Л. Сургучёвым, Е. И. Сёминым, Ю. В. Маслянцевым, В. В. Исай-чевым, В. Е. Лещенко, В. 3. Лапидусом, В. Г. Оганджанянцем, А. К. Курбановым, В. П. Меркуловым, И. А. Швецовым, В. В. Куки-ным, В. Г. Лейбсоном, И. П. Васильевым, М. М. Ивановой.

При выполнении настоящей работы большая помощь была оказа­на В. М. Глазовой, Н. С. Сабанеевой, И. А. Ермалинской и Е. И. Чи-пас, за что автор считает своим долгом выразить им глубокую благо­дарность.

ТЕРМИНЫ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

ИНФП — изменение направления филь- БКЗ—боковое каротажное зондирова-

трационных потоков ние

МПН — методы повышения нефтеотдачи ГК — гамма-каротаж

ПАА — прлиакриламид РК — радиоактивный каротаж

СПС—сшивающая полимерная система <хв—остаточная врдонасыщенность

БУС — вязко-упругий состав «н — начальная нефтенасыщенность

ПАВ — поверхностно-активное вещество т — пористость

ССБ—сульфит спиртовая барда К—проницаемость

НИЗ — начальные извлекаемые запасы МЗ — микрозондирование

ОИЗ — остаточные извлекаемые запасы ОПР — опытно-промышленные работы

ГКЗ — государственная комиссия по за- ШФЛУ — широкая фракция легких

пасам углеводородов

КИН — коэффициент извлечения нефти Коп—коэффициент светопоглощения

Киз — коэффициент использования запа- СМС — сульфомедные соли

сов СНС—сульфонатриевые соли

ГНЗ — гаэонефтяная залежь ПСС — плотность сетки скважин

ГНКЗ — газонефтеконденсатная залежь ОНЭЦР — обращенный нефтеэмульсион-

ВНЗ — водонефтяная зона ный цементный раствор

ЧНЗ — чистонефтяная зона ИЭР — инвертно-эмульсионный раствор

Кп — коэффициент песчанистости ОЗЦ — ожидание затвердения цемента

Кгр — коэффициент гранулярности ВНО — водонефтян.ое отношение

Коз—коэффициент охвата заводнением ПБ—природные битумы

Квыт — коэффициент вытеснения Бсг1 — битумосодержащие породы

Ккр — коэффициент кратности БВН — высоковязкие тяжелые нефти

Кпрод — коэффициент продуктивности гс — горизонтальная скважина

ВНК — водонефтяной контакт РГС — разветвленно-горизонтальная

Рпл — пластовое давление скважина

ППД-поддержание пластового давле- ВС - вертикальная скважина

АКЦ — акустический цементомер

АВПД-аномально-высокое пластовое КВП - кольцевой взрывной пласт

давление ВП - взрывной пакер _— , ГРП — гидравлический разрыв пласта ГИС-геофизические исследования ГГРП - глубокопроникающий гидра-скважин влический разрыв пласта ИННК — импульсный нейтрон-нейтрон- СГДТ — скважинный глубинный дефек-

ный каротаж томер-толщиномер

ИНГК — импульсный нейтронно-гамма- ПЗП — призабойная зона пласта

каротаж ОПЗП — обработка призабойной зоны

КС — кажущееся сопротивление пласта

Раздел I

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Сравнительный анализ проектных и фактических показателей. Порядок проектирования разработки

Разработка нефтяного месторождения направляется и регулирует­ся рядом проектных документов, что является отражением сложивше­гося в отечественной практике принципа многостадийного проектирова­ния: сначала проект опытной эксплуатации, затем технологическая схе­ма, проект разработки и проект доразработки. Периодическое внесение в запроектированную систему разработки более или менее существен­ных изменений, ее совершенствование путем проведения различных ме­роприятий, уточнение уровней добычи нефти и других технологических показателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта и получения дополнительной промысловой информации — процесс естественный и неизбежный.

Совершенствование подходов и методов проектирования изменяет содержание и глубину проектных документов.

Результаты современных теоретических исследований по фильтра­ции двух- и трехфазных систем в неоднородных пластах и материалы обобщения опыта разработки являются методической основой при со­ставлении проектной документации по разработке новых месторожде­ний и повышению эффективности длительно разрабатываемых объек­тов. Так, при проектировании новых месторождений Западной Сибири, республики Коми и других регионов широко использовался богатый опыт разработки объектов Урало-Поволжья. В процессе освоения за­падносибирского региона были запроектированы и внедрены с учетом особенностей геологического строения блоковые трех- и пятирядные оча-гово-избирательные и площадные системы воздействия, доказавшие свою эффективность на объектах Татарстана, Башкортостана, Самар­ской и Пермской областей, Удмуртии и других нефтегазодобывающих районов.

Проектный документ на процесс разработки можно рассматривать как некоторую модель, лишь приближенно отражающую действитель­ные условия и процессы, происходящие в недрах. Поэтому фактические и проектные показатели разработки не всегда совпадают. Задача про­ектировщиков заключается в том, чтобы эти расхождения были бы минимальными, а точность прогноза соответственно более высокой. К сожалению, до настоящего времени не нашел обоснованного решения вопрос о допустимых погрешностях в прогнозировании технологических показателей на разных стадиях проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Проектные и фактические показатели сравниваются между собой при анализе состояния разработки месторождений, в исследованиях по авторскому надзору за внедрением технологических схем и проектов разработки и в работах оперативного порядка. При этом должны быть установлены причины несоответствия фактических данных проек­там. На основании анализа делаются необходимые выводы, вносятся коррективы в добывные возможности объекта, намечаются мероприя­тия по обеспечению запроектированных или поддержанию (увеличе­нию) достигнутых уровней добычи нефти.

На основании анализа и обобщения опыта длительно разрабаты­ваемых месторождений выделены три основные группы причин, вызы­вающих расхождения проектных и фактических показателей.

1. Ошибки в исходных данных при проектировании, обусловленные ограниченным количеством фактического материала, невысокой достоверностью принятых значений параметров пластов, насыщающих их флюидов и т. д.

Относительное влияние ошибок этого ряда уменьшается по мере накопления дополнительной информации и учета изменения представ­лений о пласте (объекте разработки) в последующих проектных доку­ментах. Практически избежать этих ошибок нельзя. Их можно умень­шить путем совершенствования методов изучения пластов, увеличения количества и качества исходной геологопромысловой информации.

2. Несовершенство применяемых моделей и расчетов. Избежать полностью этих ошибок даже теоретически нельзя. Никакая матема­тическая, физическая, геологическая или гидродинамическая модель не может полностью отразить и учесть реальные природные условия подземного резервуара и тем более сложные условия фильтрации жид­кости в неоднородных средах. Точность моделей повышают:

путем унификации существующих методов расчетов и выбора наи­более приемлемых из них для конкретных условий эксплуатационного объекта;

развитием существующих и созданием новых расчетных методов и методик, наиболее полно учитывающих реальные особенности пла­стов и условия фильтрации в них жидкостей при различных системах воздействия;

путем создания и внедрения более гибких систем разработки, обес­печивающих как возможность полного использования естественной энергии пластов, так и позволяющих без значительных затрат средств и времени осуществлять дополнительные мероприятия по совершенство­ванию разработки и увеличению коэффициентов извлечения нефти.

Большое значение в решении этого вопроса имеет максимальный учет геологической неоднородности продуктивных пластов. Однако, несмотря на определенные успехи, эта проблема далека от оконча­тельного решения.

3. Организационно-технические причины: невыполнение или несвое­временное выполнение нефтедобывающими предприятиями рекоменда­ций проекта, запаздывание сроков (против проектных) разбуривания месторождения, ввода скважин в эксплуатацию, организации систе­мы ППД, отставание с объемами закачки воды при заводнении и др. Эти недостатки в свою очередь объясняются отставанием в обустрой­стве промыслов, нехваткой буровых станков, отсутствием необходимых мощностей обессоливающих и деэмульсионных установок, некомплект­ностью насосного оборудования, трудностями транспорта нефти и т. д.

Перечисленные причины субъективного порядка (зависящие от эффективности хозяйственной деятельности) могут играть доминирую­щую роль, особенно на ранних стадиях разработки месторождений, вызывая существенные отклонения фактических показателей разработ­ки от проектных, а иногда и дискредитируя сам проект. Из рассмотрен­ных в этом разделе объектов нет ни одного, по которому все рекомен­дации проекта были бы выполнены своевременно и полностью. Так, по ряду месторождений Западной Сибири (Южно-Балыкскому, Мало-Ба-лыкскому, Правдинскому, Южно-Сургутскому и др.) из-за отставания ввода скважин, добычи жидкости, освоения систем ППД не достига­лись проектные уровни добычи нефти. Не обеспечена компенсация, от­боров жидкости закачкой воды на Южно-Ягунском, Вать-Еганском, Ко-голымском и Дружном месторождениях.

Составление технологической схемы разработки — сложный и от­ветственный этап проектирования. Именно в этом проектном докумен­те обосновывается вид воздействия, система заводнения, схема разме­щения и плотность сетки скважин, оцениваются добывные возможности пластов (эксплуатационного объекта), решаются многие другие важ­ные задачи, связанные с проектированием внешних коммуникаций, мощностей первичной обработки нефти, обустройства промыслов и др. От правильного решения этих задач на ранней стадии проектирования, т. е. от правильного выбора стратегии разработки, зависит в конечном счете эффективность процесса и возможность достижения высоких коэффициентов извлечения нефти.

Опыт разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири показывает, что достижение максимальной эффек­тивности разработки нефтяного месторождения возможно лишь в тес­ной увязке основных слагаемых системы разработки нефтяного пласта— системы заводнения нефтяного пласта и оптимальной плотности сетки скважин, причем установить принципы размещения и оптимальную плотность сетки скважин невозможно без учета влияния системы за­воднения пласта. Поэтому при проектировании разработки нефтяного месторождения необходимо сначала определить для пласта систему за­воднения, а уже затем решать задачу определения оптимального раз­мещения и плотности сетки скважин. Как показали теоретические ис­следования, для каждого нефтяного пласта может быть установлена своя оптимальная система заводнения, обеспечивающая наилучшие технико-экономические показатели. Однако для этого требуется деталь­ное знание особенностей геологического строения, знание адресной информации о всех геолого-физических параметрах пласта для созда­ния адекватной ему математической модели. На стадии составления технологической схемы разработки, к сожалению, объем имеющейся информации об эксплуатационном объекте обычно недостаточен, не всегда полны и достоверны сведения о геологическом строении пласта, физико-гидродинамических особенностях, свойствах нефти и т. д. От­сутствие необходимых данных может привести (и нередко приводит) к просчетам в оценке добывных возможностей месторождения, к ошиб­кам в прогнозе технологических показателей разработки [I].

В связи с изложенным при составлении технологических схем раз­работки нефтяных пластов приходится прибегать к аналогии, исполь­зованию осредненных показателей и зависимостей, полученных в ре­зультате анализа и обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений. Использование аналогии на ранних стадиях проектиро­вания является вполне логичным и оправданным. Однако следует вна­чале показать, что такая аналогия правомочна. Бездоказательная ана­логия не гарантирует от ошибок, более того может привести (и приво­дит на практике) к серьезным просчетам в оценке добывных возмож­ностей продуктивных пластов, в прогнозировании технологических показателей разработки.

На основании изучения и оценки степени влияния различных при­родных и технологических факторов (включая плотность сетки сква­жин) на показатели разработки и нефтеотдачу пластов некоторыми специалистами (М. М. Иванова, И. П. Чоловский, Р. Н. Дияшев, Б. Ф. Сазонов и др.) в разные годы даны рекомендации по выбору сис­темы заводнения и плотности сетки скважин на ранних стадиях проектирования с учетом геолого-физических особенностей эксплуата­ционных объектов (вязкости и подвижности нефти, гидропроводности пластов, степени их неоднородности и др.).

Аналогичное назначение имеют разработанные Е. И. Семиным [1] рекомендации (табл. 1.1). В качестве определяющих информационных признаков (критериев группирования эксплуатационных объектов) при ее составлении приняты:

1) вязкость нефти;

2) подвижность нефти в пластовых условиях;

3) коэффициент песчанистости Кп.

Неравномерность интервалов группирования объектов по величине вязкости пластовой нефти обусловлена тем, что в диапазоне небольших значений вязкости (до 5 мПа-с в пластовых условиях) вязкостное раз­личие существенно влияет на характеристики вытеснения нефти водой;

с увеличением вязкости нефти (по крайней мере в исследованном интер­вале ее изменения, т. е. до величины 40 мПа-с) влияние вязкостных

II

Таблица 1.1

Выбор системы заводнения и плотности сетки скважин на стадии составления технологической схемы разработки

Основные геолого-физические ха­рактеристики эксплуатационного объекта

та ^ и

V

ю

о

с

2;

1-

Расчетные варианты системы разработки

вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с

подвиж­ность неф­ти, мкм2 (мПа-с)

коэффициент песчанистости ^

плотность сетки скважин, 101 м^скв

размещение скважин

система заводнения

0,5—5,0

До 0,1

0,5—0,65

1 II III

16—32

Рядное, 1—3 ря­

Линейная с оча-гово-избиратель-ной, площадная Линейная с оча-гово-избиратель-ной То же

0,65—0,80 Более 0,80

24 20—36

да. Площадное, 5—7 точечное Рядное, 3 ряда

28 24—40

32

дов

Более 0,1

0,5 0,65

IV

V VI

24—40

Рядное, 3 ряда

Рядное, 3—5 ря­дов

Рядное, 5 рядов

Линейная с оча-гово-избиратель-ной То же

То же

0,65—0,80 Более 0,80

32 28—46

36 33—49

42

5,0—40,0

До 0,1

0,5—0,65 0,65 0,80

VII VIII

IX

12—24

Площадное, 5—7—9 точечное

Рядное, 1—3 ряда Площадное, 5—7—9 точечное Рядное, 3 ряда. Площадное, 5—7—9 точечное

Площадная

Линейная с очаго-во-избирательной. Площадная То же

18 18—28

Более 0,80

23 22—33

28

Более 0,1

0,5—0,65 0,65—0,80

Х

XI XII

16—28

Рядное, 1—3 ряда Площадное, 5—7—9 точечное Рядное, 1—3 ряда

Рядное, 3 ряда

Линейная с очаго-во-избирательной; площадная Линейная с очаго-во-избирательной ,

То же

22 22—32

Более 0,80

27 26—36

31


различий на эффективность процесса разработки становится менее за­метным.

Всего по названным признакам выделено 12 типов объектов. Учи­тывая характер и степень влияния рассмотренных признаков (факто­ров) на основные технологические показатели разработки и коэффици­енты извлечения нефти, основываясь на анализе практики проектиро­вания и разработки нефтяных месторождений с различной геолого-физической характеристикой, на материалах статистической обработки фактических данных о применяемых сетках скважин, их размещения на площади месторождения, реализованных системах заводнения, для каждого из 12 типов объектов в табл. 1.1 даны соответствующие реко­мендации.

Рекомендуемая плотность сетки скважин в зависимости от величи­ны коэффициента песчанистости для групп объектов с различной вяз­костью и подвижностью нефти может быть получена также из графи­ков (рис. 1.1).

Плотность сетки в табл. 1.1 и на рис. 1.1 дана без учета резервных скважин.

Почти для всех выделенных типов коллекторов имеются реальные протопипы, например: для типа I — пласт Д1 некоторых площадей Ро-

12



Рис. 1.1. Рекомендуемая начальная плотность сетки скважин в зависимости от коэффициента песчанистости для объектов с вязкостью нефти 0,5—5,0 (о) и 5,0—40,0 мПа-с (б) и под­вижностью нефти К/у-к, мкм^мПа-с): /—более 0,1; 2— менее 0,1

машкинского месторождения (Западно-Лениногорская, Карамалин-ская, Восточно-Лениногорская); II—пласт Д1 Чишминской и Алькеев-ской площадей Ромашкинского месторождения; III — пласт Д; Таш-лиярской и Азнакаевской площадей Ромашкинского месторождения, Шкаповское месторождение (пласт Дх); IV—пласт Д1 центральных площадей Ромашкинского месторождения, Ярино-Каменноложское месторождение (яснополянский надгоризонт), Мухановское (III объ­ект), Западно-Сургутское (бс!), Мамонтовское (БСю), Правдинское месторождение (БСе); V—Шкаповское месторождение (д!у), Муха­новское (II объект); Западно-Тэбукское (11+111 горизонты), Мегион-ское (БВв), Трехозерное месторождение (пласт П); VI—Бавлинское месторождение (Д^, Туймазинское (Дп), Мухановское (I объект), Усть-Балыкское (БСг-з), Ватинское месторождение (БВа); VII—Бав­линское месторождение (С1), Манчаровское (Сп?), Арланское место­рождение (С1-1у); Х—Первомайское месторождение (ДО, Бондюж-екое месторождение (До+Д;).

Объем статистики для выделенных групп объектов неодинаков. Наиболее представительно охарактеризованы объекты первых шести типов с вязкостью нефти до 5 мПа-с. Именно на эти объекты в насто­ящее время приходится более 80% всей добычи нефти по стране.

Как видно из табл. 1.1 и рис. 1.1, плотность сетки скважин (ПСС) внутри каждой группы объектов изменяется в довольно широких преде­лах. Выделение более «узких» интервалов на основании выполненного анализа не представляется возможным, это было бы неправомочно из-за отсутствия соответствующих данных. Этим же объясняются и не­которые «перекрытия» в рекомендуемой ПСС для разных групп объ­ектов, наблюдаемые на рис. 1.1. Оптимальная сетка скважин по боль­шинству объектов, для которых составляется технологическая схема разработки и характеризующихся указанными выше природными признаками, будет, вероятно, в рекомендуемых пределах, что, тем не менее, должно быть подтверждено соответствующими технико-эконо­мическими расчетами.

В последние годы открыты, особенно в Западной Сибири, и все в большем количестве вводятся в разработку залежи нефти в низко­проницаемых коллекторах (со средней проницаемостью до 20 мкм2) и невысокими коэффициентами песчанистости (часто менее 0,5). Для этой группы объектов преобладающей системой размещения скважин окажется, по-видимому, площадная (возможно в сочетании с очагами заводнения) с плотностью сетки скважин на уровне минимальной из показанной в табл. 1.1 (типы I, VII).
Таблица 1.2

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   36


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации