Развитие систем разработки

нефтяных месторождений
В развитии систем разработки нефтяных место­рождений в нашей стране можно выделить четыре этапа:

I этап (с начала добычи нефти до 1945г.) — связан с эксплуатацией нефтяных месторождений на естественных природных режимах;

II этап (1946-1976гг.) - применение законтурного и вну­триконтурного заводнения с поддержанием пластового давления;

III этап (1977-1991 гг.)-оптимизация систем разработки с применением новых технологий контроля и регулирования процессов разработки, новых методов повышения нефтеот­дачи пластов;

IV этап (с 1992 г.) - разработка нефтяных месторождений в рыночных условиях.

Все эти этапы имели свою специфику развития, обусло­вленную как особенностями геологического строения эксплу­атируемых месторождений, так и целенаправленным упра­влением процессами выработки запасов.

На первом этапе нефтяники имели дело в основном с месторождениями складчатых областей, приуроченных к высокоамплитудным поднятиям, залежам маловязкой нефти в высокопродуктивных коллекторах с активным водонапор­ным режимом, что создавало хорошие условия для разра­ботки их на природных режимах. Однако и в тот период в стране проводились исследования в области эксплуатации месторождений, изучения опыта разработки отечественных и зарубежных месторождений, создания теории и практики разработки. Желание рационально разрабатывать выяв­ленные месторождения на данном этапе привело к идее о необходимости генерального плана разработки, впервые выдвинутой в 1931 г. Г.К. Максимовичем.

Наиболее эффективным в области разработки нефтяных месторождений стал второй этап. Начало ему было положе­но в 1946 г. применением законтурного заводнения на девонской залежи Туймазинского месторождения. Это место­рождение стало первенцем внедрения новой технологии. В процессе освоения законтурного заводнения были решены многочисленные вопросы как техники, так и технологии закачки воды в условиях полного отсутствия отечественного опыта в данной области.

По примеру Туймазинского месторождения система законтурного заводнения вскоре нашла широкое применение на Бавлинском месторождении Татарстана, месторождениях Пермской и Самарской областей и в целом в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [НГП].

---

Несколько позже, с 1954 г. началось внедрение более про­грессивной системы внутриконтурного заводнения на девон­ской залежи супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения, а в 1956 г. была утверждена первая Гене­ральная схема его разработки, которая явилось научным обоснованием применения внутриконтурного заводнения. Затем в 1966-1968 гг. была составлена вторая Генсхема раз­работки этого месторождения, которая с учетом сложной истории ее внедрения определяла основные принципы раз­работки нефтяных месторождений с применением внутри­контурного заводнения. Все эти годы были годами становления современных прин­ципов разработки нефтяных месторождений с применением систем заводнения. Необходимость этого диктовалась объек­тивными условиями. Главным из них явилось открытие крупных месторождений в платформенных областях, характери­зующихся своими особенностями геологического строения. Как правило, эти месторождения приурочены к пологим структурам достаточно большой площади, залежи характе­ризуются слабой связью и низким напором краевых вод, зна­чительная часть запасов относится к категории трудноизвлекаемых. Разработка месторождений с такой характеристи­кой на режимах истощения требует огромных затрат и обусловливает низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) 10-25 %. Поэтому необходимы были новые подходы к систе­мам разработки.

Внедрение новой технологии разработки по объективным и субъективным причинам шло в упорной борьбе, дискуссиях различных научных школ, в том числе монополизировавшего в течение большого периода времени научного направления в области разработки и нефтедобычи, о чём много писал выдающийся ученый В.Н. Щелкачев [1].

Действительно, применение внутриконтурного заводнения с самого начала вызывало серьезные опасения и споры. Одни ученые и производственники (М.Ф. Мирчинк, B.C. Мелик-Пашаев и другие) опасались больших потерь нефти за счет преждевременного прорыва вод по наиболее проницаемым прослоям, особенно при высоких давлениях нагнетания (выше гидростатического). Другие — Казанская школа во главе с профессором Н.Н. Непримеровым обосно­вывали недопустимость закачки в пласт холодных поверх­ностных вод, приводящих к выпадению парафина и закупо­риванию межпоровых каналов пласта и его «склерозу». Третьи (профессор М.М. Саттаров) опасались создания худ­ших условий для выработки заводнённых пластов за счет «запечатывания» оставшихся запасов нефти закачанной водой. Затем появились исследования пo взаимовлиянию пластов единого объекта разработки на характер их выра­ботки (Р.Н. Дияшев), а сравнительно недавно - данные по развивающимся в пластах деформациям из-за снижения давлений в пласте при эксплуатации (М.Д. Белонин, Р.С. Сахипгараев, В.И. Славин и другие) и изменению свойств остаточных нефтей в процессе длительной разработки (Г.В. Романов, Л.М. Петрова, Т.А. Юсупова и другие).

---

Сегодня нам известны основные преимущества и следующие недостатки заводнения:

- при разработке неоднородных, расчлененных объектов не обеспечивается полнота охвата пластов заводнением, в результате в разработку не вовлекаются значительные трудноизвлекаемые запасы нефти (ТЗН), происходит разноскоростная выработка пластов, приводящая к преждевременно­му обводнению высокопроницаемых пластов;

- выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть «запечатывается» закачанной водой, а в призабойной и близлежащих зонах пласта выпа­дают асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО);

- ухудшаются свойства остаточной нефти;

- в пласте образу­ется окисленная, осерненная, малоподвижная и неподвиж­ная, биодеградированная нефть;

- создаются проблемы добычи оставшихся извлекаемых запасов (ОИЗ) из невырабатываемых или слабовырабатываемых, менее проницаемых, смежных с заводняемыми пла­стов вследствие выпадения парафина из-за снижения температуры (переохлаждения) пласта в результате закачки холодных вод и ухудшения свойств нефти (повышение вязко­сти, утяжеление, осернение);

- в процессе длительной разработки снижается проница­емость коллекторов как по вышеуказанным причинам, так и из-за развивающихся в пластах деформационных процессов вследствие снижения давлений при разработке (изменения степени раскрытости трещин, деформации и перемещения глинистого материала скелета породы) [2].

Несмотря на недостатки, можно с уверенностью сказать, что освоение системы внутриконтурного заводнения на Ромашкинском месторождении позволило коренным образом изменить системы разработки значительно повысить технико-эконо­мические показатели эксплуатации нефтяных месторожде­ний и с минимальными затратами увеличить топливный баланс страны.

Однако недостатки метода надо знать, чтобы учитывать при совершенствовании систем разработки. В этом отноше­нии наиболее результативным явился третий этап, связанный с оптимизацией и совершенствованием систем разработки нефтяных месторождений.

На третьем этапе уже появился опыт разработки крупней­ших месторождений Западной Сибири, в первую очередь Самотлорского. Перенесенный на это месторождение опыт эксплуатации месторождений Волго-Уральской НГП со всеми недостатками начального его периода без достаточного кри­тического анализа, высокие задания по добыче нефти, про­ектирование чрезмерно крупных эксплуатационных объек­тов и очень редких сеток скважин из-за конъюнктурных сооб­ражений отрицательно отразились на разработке этого месторождения, что усугубилось затем в стадий интенсивно­го преждевременного падения добычи нефти.

---

В этот период была составлена и после трехлетнего обсуж­дения принята третья Генсхема разработки Ромашкинского месторождения. В ней предусматривалось вовлечение в активную разработку запасов в низкопродуктивных коллек­торах и водонефтяных зонах (ВНЗ); оптимизация давления нагнетания для песчаных и повышение до 20-25 МПа и более для низкопродуктивных пластов; снижение давлений на забоях добывающих скважин на 20-25 % ниже давления насыщения в безводных и обводняющихся по низконапорно­му пласту и до давления насыщения в обводняющихся по базисному пласту скважинах; доведение соотношения числа добывающих и нагнетательных скважин до 3:1; бурение дополнительных скважин для разукрупнения эксплуатационных объектов, интенсификация выработки запасов менее продуктивных, прерывистых пластов и достижение проектно­го КИН; широкое применение новых физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.

Основные принципы разработки, сформулированные в третьей Генсхеме разработки Ромашкинского месторожде­ния, имели большое теоретическое и практическое значение. Их внедрение дало возможность повысить охват заводнени­ем продуктивного горизонта, интенсифицировать выработку пластов и замедлить темпы падения добычи нефти вследствие обводнения на поздней стадии разработки. Однако эффек­тивность предложенных решений оказалась ниже, чем пре­дусматривалось в третьей Генсхеме. Причиной явился недоу­чет реальных возможностей ввода в разработку не вырабатываемых запасов и изменения структуры запасов на третьей стадии разработки.

Но тем не менее по Ромашкинскому месторождению была получена более приемлемая динамика добычи нефти; чем по Сомотлору. Она была бы еще лучше, если бы перед проектировщиками постоянно не стояла задача обеспечения максимально возможной добычи и если бы, как на Дацинском месторождении Китая, были приняты «щадящие» режи­мы разработки.

Проблема увеличения нефтеотдачи является сложнейшей, особенно, для трудноизвлекаемых запасов, в чем убежда­ешься, когда на обнажениях изучаешь строение этих пластов. При этом обязательно приходит мысль - как же из таких сложнопостроенных (особенно карбонатных) пластов можно извлекать нефть. Сложность проблемы также видишь, пред­ставив картину возможных потерь запасов нефти в реальных пластах при их разработке. Конечно, никакие даже самые сложные формулы не могут описать этот процесс выте­снения нефти из пластов. Поэтому не случайно профессор Н.Н. Непримеров как-то сказал, что «нефтевытеснение - это самый сложный из освоенных человеком процессов». И это, наверное, правильно.

---

Системы заводнения и особенно организация их внедрения - повсеместно, массированно и с самого нача­ла разработки - обеспечили небывало высокие темпы и эффективность эксплуатации нефтяных месторождений бывшего СССР. Благодаря этому СССР вышел на исключи­тельно высокий уровень добычи нефти в мире - около 625 млн. т в год, добывая в 1,56 раз больше нефти в 6 раз меньшим фондом скважин, чем США.

Проведение широких научных исследований в области промысловой геологии и разработки нефтяных месторожде­нии (особенно в советский период) позволило создать высо­коэффективные системы рациональной разработки нефтяных месторождений, методы их проектирования и практиче­ской реализаций. Однако одновременно существенно усложнялись условия разработки месторождений, связанные с открытием многочисленных залежей с трудноизвлекаемыми запасами, техногенным изменением геолого-физической характеристики: месторождений в процессе длительной эксплуатации, истощением запасов нефти крупнейших месторождений страны. В этих условиях уже недостаточно было внедрения наработанных методов. Нужны были новые методы и новые технологии.

В конце дватцатого столетия большинство исследователей решение этой задачи связали с созданием третичных МУН. Вначале были разработаны МУН первого поколения, кото­рые предназначались для применения на начальных стадиях разработки месторождений при добыче безводной или малообводненной продукции, а затем и частично заводненных пластов. Затем появились более эффективные физико-химические и физические МУН второго поколения, способ­ные работать в условиях высокой обводненности продук­ции — до 90 % и более.

Опыт показывает, что современные гидродинамические МУН являются основой применения большинства остальных третичных МУН. Вначале необходимо их широкое внедрение на всех объектах, где возможно. Затем, уже в водной стадии разработки, когда сформировались фильтрационные потоки, эти методы должны дополняться физико-химическими потокоотклоняющими и другими технологиями, что позволяет получить синэргетический эффект от внедрения современных технологий. Такой подход рационален на месторождениях, содержащих активные Запасы нефти.

На объектах с трудноизвлекаемыми запасами MУH и сти­муляцию скважин необходимо применять с самого начала разработки, так как без них в большинстве случаев здесь не удается организовать достаточно эффективную систему раз­работки. Слабопроницаемые коллекторы обычно осваива­ются либо с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), либо кислотных технологий (карбонатные пласты), залежи высоковязких нефтей - с применением потокоотклоняющих технологий, водонефтяные зоны — с помощью техно­логий горизонтального бурения.

---

Смотрите также файлы

• Вфарвпарыапроаыпоыапотыа ьдфювлатпр вфарвпарыапроаыпоыапотыа.docx

• Презумпция невиновности как принцип уголовного судопроизводства.rtf

• Кафедра современных технологий бурения скважин.docx

• Тема Предмет философии.docx

• Вопросы к экзамену Электронное правительство рф общегосударственная система электронного документооборота.docx