Файл: национальный исследовательский томский политехнический университет оператор по исследованию скважин.pdf

21
Воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют ос- таточной. В пористой среде она существует в виде:
• капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;
• адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности частиц пористой среды;
• пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверх- ности твердой фазы;
• свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дис- персной структуре (мениски на поверхности раздела вода–нефть, вода–газ).
Плотность [5] пластовых вод возрастает с увеличением концен- трации солей и может достигать 1450 кг/м
3
при концентрации солей
642,8 кг/м
3
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых усло- виях в пределах (3,7–5,0)⋅10
–10
Па
–1
, а при наличии растворенного газа увеличивается.
Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отноше- ние объема воды в пластовых условиях к объему ее в стандартных усло- виях. Увеличение пластового давления способствует уменьшению объ- емного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повы- шением. Изменяется в сравнительно узких пределах (0,99–1,06).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от тем- пературы и концентрации растворенных солей. Наиболее вязки хлор- кальциевые воды (при одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5–2 раза). Влияние давления на вязкость воды незначительно. Так как в воде газы растворяются в небольшом количе- стве, вязкость ее незначительно уменьшается при насыщении газом.

22 2. ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
2.1. Объект и система разработки
Системой разработки месторождения следует называть совокуп- ность взаимосвязанных инженерных решений по управлению процес- сом движения пластовых флюидов в направлении к добывающим сква- жинам и определяющих:
• объекты разработки;
• последовательность и темп их разбуривания и обустройства;
• наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа;
• число, соотношение и расположение нагнетательных и добы- вающих скважин на площади месторождения;
• число резервных скважин;
• управление разработкой месторождения (ввод различных катего- рий скважин в эксплуатацию в определенном порядке; установление оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин; под- держание баланса пластовой энергии при извлечении углеводородов из залежи и т. д.);
• меры по охране недр и окружающей среды.
Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Ра- циональная разработка нефтяных и газовых месторождений подразуме- вает получение заданной добычи нефти, газа и конденсата при опти- мальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр и окружающей среды. Задача о рациональной разработке месторождений является комплексной, решение ее базируется на мето- дах промысловой геологии и геофизики, физики пласта, подземной гид- ро- и газодинамики, отраслевой экономики.
Введем понятие объекта разработки месторождения [6].
Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

23
Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников термино- логией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не созда- ет объекты разработки – их выделяют люди, разрабатывающие место- рождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.
Основные особенности объекта разработки – наличие в нем про- мышленных запасов нефт и и определенная, присущая данному объекту группа скважин
, при помощи которых он разрабатывается.
Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рис. 2.1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся тол- щиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. В таблице приведены основные свойства пла- стов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторождения
Рис. 2.1. Разрез многопластового нефтяного месторождения
Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целе- сообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект А), а пласт 3 разрабатывать как отдель- ный объект (объект Б).
Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извле- каемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3, хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабаты-
Геолого-физические свойства
Пласт
1 2 3
Извлекаемые запасы нефти, млн т
Толщина, м
Проницаемость, 10
–2
мкм
2
Вязкость нефти, 10
–2
Па·с
250,0 15,0 100,0 50 150,0 10,0 120,0 60 70,0 10,0 500,0 3

24 вать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала раз- работки применять иную технологию, например вытеснение нефти па- ром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.
Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существенное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделе- нии объектов разработки принимают на основе анализа технологиче- ских и технико-экономических показателей различных вариантов объе- динения пластов в объекты разработки.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: са- мостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный – тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
Важная составная часть создания такой системы – выделение объек- тов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Зара- нее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов, на первый взгляд, всегда представляется выгодным, по- скольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разра- ботки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей.
На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.
Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.
Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщи- не, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно от- личаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их раз- работки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффек- тивными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неод- нородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницае- мые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вер- тикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не под- вергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С це- лью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разде- лить на несколько объектов.

25
Физико-химические свойства нефти и газа. Большое значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объе- динять в один объект, так как их необходимо разрабатывать с примене- нием различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компо- нентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования различ- ной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.
Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев быва- ет нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой раз- рабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объе- динение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.
Условия управления процессом разработки нефтяных место- рождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за пе- ремещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и про- пластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.
Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть мно- гочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения тех или иных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуати- рующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств экс- плуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажет- ся невозможным по технической причине.

26
Эксплуатационный фонд скважин. Природным источником сы- рья (нефти и газа) является залежь. Доступ в нее обеспечивается по- средством множества скважин. Под фондом скважин понимается об- щее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяет- ся он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной систе- мы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в раз- работку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.
При проектировании разработки и эксплуатации нефтяных ме- сторождений выделяются следующие категории эксплуатационных скважин:
• скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие);
• скважины, находящиеся в капремонте после эксплуатации;
• скважины, находящиеся в ожидании капремонта;
• скважины, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.
По назначению эксплуатационный фонд состоит из следующих скважин:
• добывающие скважины имеют фонтанное, газлифтное или на- сосное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды;
• нагнетательные скважины (законтурные, приконтурные, внут- риконтурные) предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов;
• специальные скважины предназначены для добычи техниче- ской воды, сброса промысловых вод в поглощающие пласты, подземно- го хранения газа, контроля пластового давления и температуры.
В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому ана- лизу, и только после него можно принимать решение о выделении объ- ектов разработки.

27 2.2. Технология и показатели разработки
Технологией разработки нефтяных месторождений называется со- вокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.
В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из опре- деляющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетатель- ных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определе- ние системы разработки. При одних и тех же системах можно использо- вать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, ка- кая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные по- казатели.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется оп- ределенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие [11].
Добыча нефти q н
– основной показатель, суммарный по всем до- бывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q нс
, приходящаяся на одну скважину. Харак- тер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологиче- ских операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.
Добыча жидкости q ж
– суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение како- го-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно про- дукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.
Добыча газа q г
. Этот показатель зависит от содержания газа в пла- стовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, нали- чия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазиро- ванной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

28
При разработке месторождения с поддержанием пластового давле- ния выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным, и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим обра- зом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газо- вый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном ат- мосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в ре- жим гравитационный.
Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристи- ку процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процес- са разработки за весь прошедший период времени используют инте- гральный показатель – накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определен- ный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины. н
н
0
( )
( ) ,
t
Q t q
d
τ τ
=
∫
,
(2.1) где t – время с начала разработки месторождения; τ
– текущее время.
В отличие от динамических показателей, накопленная добыча мо- жет только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увели- чения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекра- щается, и он остается постоянным.
Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относитель- ные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.
Текущий коэффициент нефтеотдачи выражает отношение накоп- ленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам: н
/ .
Q G
η =
(2.2)
Конечный коэффициент нефтеотдачи – это отношение извлекае- мых запасов месторождения к геологическим: к
/ .
N G
η =
(2.3)
Необходимо отметить, что в различных документах, технических и литературных источниках встречаются понятия коэффициент извле- чения нефти (КИН), конечная нефтеотдача, коэффициент нефте- извлечения. Все эти понятия идентичны и отражают отношение извле-

29 каемых запасов к геологическим, а точнее к балансовым, т. к. именно балансовые запасы утверждаются регламентирующими органами.
С другой стороны, извлекаемые запасы задаются в проектных докумен- тах как количество углеводородов, которое может быть добыто с при- менением имеющихся технологий. Таким образом, конечная нефтеотда- ча характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработ- ки данного месторождения, которые могут быть точно определены только по окончании разработки конкретного объекта.
Темп разработки z(t) – отношение годовой добычи нефти к извле- каемым запасам, выражается в процентах в год: н
( )
( )
q t z t
N
=
(2.4)
Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторо- ждении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.
В практике анализа и проектирования разработки нефтяных место- рождений используют также показатели, характеризующие темпы отбо- ра запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов z
и темп отбора остаточных извлекаемых запасов ϕ
[8]. По определению н
( )
( )
q t z t
G
=
(2.5) где q н
(t) – годовая добыча нефти по месторождению в завиcимости от времени разработки; G – балансовые запасы нефти.
Если (2.4) – темп разработки, то связь между z
и z выражается ра- венством к
( )
( )
z t z t η
=
,
(2.6) где η
к
– нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.
Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти н
н н
ост
( )
( )
( )
,
( )
( )
q t q t t
N Q t
N
t
ϕ =
=
−
(2.7) где Q
н
(t)
– накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.
Рассмотрим интегральный показатель процесса добычи нефти: н
н
,
0 0
1
( )
( )
( )
( )
t t
t z
d q
d
N
Q t
N
ξ
τ τ
τ τ
=
=
=
∫
∫
(2.8)